Способ обработки призабойной зоны пласта - RU2631460C1

Чертежи

Описание

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти с целью увеличения конечного коэффициента извлечения нефти.

Одним из путей повышения эффективности применения методов интенсификации добычи нефти является применение технологий комплексной обработки призабойной зоны пласта (ПЗП). Одна из технологий такого вида представлена автором данной работы в патенте РФ на изобретение №2583104 (патентообладатель Сергеев В.В., МПК Е21В 43/27, Е21В 33/138, опубликован 10.05.2016), принятым за прототип. Технология заключается в комбинировании двух видов обработок ПЗП. Комбинирование приводит к получению синергетического эффекта. Воздействие производится поэтапно: первый этап - обработка высокопроницаемых интервалов ПЗП инвертно-эмульсионным раствором (ИЭР), второй этап - воздействие кислотным составом на низкопроницаемые интервалы ПЗП. При этом ИЭР содержит, об. %: эмульгатор - 2, углеводородную фазу (дизельное топливо) - 20, водную фазу - остальное.

Одной из основных особенностей технологии является селективность воздействия. Применение ИЭР для ограничения водопритоков из высокопроницаемых участков пласта обеспечивает блокировку исключительно водонасыщенных интервалов ПЗП. Способность ИЭР снижать вязкость при взаимодействии с углеводородной фазой предотвращает кольматацию низкопроницаемых участков ПЗП. Блокировка водоносных поглощающих интервалов ИЭР обеспечивает эффективное селективное воздействие кислотным составом на низкопроницаемые интервалы ПЗП.

По результатам 6 мес.мониторинга работы скважин, обработанных в рамках опытно-промыслового испытания комплексной технологии интенсификации добычи нефти, было определено, что положительный технологический эффект составляет в среднем 4 мес. На фиг. 1 приведена таблица, отражающая средние значения основных показателей работы скважин Пашнинского месторождения после обработки известной комплексной технологией за период 4 мес.со дня обработки. В среднем по прошествии 4 мес. обводненность скважин снова возрастала до прежнего уровня.

Недостатком известного способа является недостаточно высокая стабильность ИЭР в пластовых условиях.

Из уровня техники известен состав для обработки подземных нефтяных пластов, содержащий коллоидный раствор наночастиц диоксида кремния диаметром от 4 до 300 нм (патент WO 2007135617 А1, патентообладатели SCHLUMBERGER СА LTD, SCHLUMBERGER SERVICES PETROL, SCHLUMBERGER HOLDINGS, SCHLUMBERGER TECHNOLOGY BV, PRAD RES & DEV NV, ODEH NADIR M M, CHAABOUNI HASSAN, CHAN KENG SENG, ENKABABIAN PHILIPPE, МПК C09K 8/504, C09K 8/506, C09K 8/516, дата публикации 29.11.2007). Известный состав образовывает гель с задержкой во времени. В нефтяном пласте присутствует необходимый для гелеобразования донор гидроксилов, который при повышенных температурах высвобождает гидроксильные группы и тем самым способствует формированию гелеобразующего препарата. В результате состав блокирует водоносные интервалы пласта.

Недостатком известного состава является необходимость использования детонирующих доноров гидроксилов, которые предварительно закачивают в призабойную зону пласта (ПЗП). В случае обработки поглощающих интервалов ПЗП обработка по данной технологии не будет эффективной, т.к. маловязкий раствор детонирующих доноров гидроксилов будет уходить в поглощающие интервалы. Также недостатком является необходимость создания высокой температуры для вызова реакции и формирования гелеобразующего состава.

Из уровня техники известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий использование прямой и обратной стабилизированных коллоидным раствором оксида кремния эмульсий с последующей закачкой кислоты, принятый за прототип (заявка US 2009/211758 А1, патентообладатели BRAGG JAMES R, KAMINSKY ROBERT D, LEONARDI SERGIO A, EXXONMOBIL UPSTREAM RESEARCH COMPANY, МПК C09K 8/82, E21B 43/16, E21B 43/22, дата публикации 27.08.2009). По указанной заявке выдан патент US 8100178 В2. Способ позволяет получить углеводороды из подземного пласта и включает обработку призабойной зоны пласта нагнетательных скважин эмульсионным раствором с целью вытеснения нефти к добывающим скважинам. Эмульсионный раствор содержит углеводородную фазу, водную фазу и твердые частицы, в качестве которых могут быть использованы наночастицы коллоидного раствора двуокиси кремния с диаметром частиц 10-20 нанометров. Известным изобретением достигается повышение стабильности эмульсии и эффективности вытеснения углеводородов.

Недостатком известного состава является необходимость насыщения углеводородной фазы эмульсии газом. Это усложняет процесс приготовления рабочего раствора и требует применения специального оборудования. Кроме того, известный способ не предназначен для обработки ПЗП добывающих скважин, а только для нагнетательных.

Техническим результатом заявленного изобретения является повышение стабильности эмульсионного раствора (ЭР) для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом за счет избирательного блокирования водоносных интервалов пласта высокостабильным водоограничивающим составом.

Сущность изобретения заключается в том, что призабойную зону пласта обрабатывают последовательно эмульсионным раствором, оторочкой нефти и кислотной композицией, состоящей из 15%-ной соляной кислоты, диэтиленгликоля, уксусной кислоты, гидрофобизатора на основе амидов, ингибитора коррозии и технической воды, причем предварительно определяют смачиваемость горных пород призабойной зоны продуктивного пласта, и в случае преимущественной гидрофильности горных пород продуктивного интервала применяют эмульсионный раствор прямого типа следующего состава, % масс.: углеводородная фаза в виде дизельного топлива или подготовленной нефти с нефтесборного пункта - 20-25, эмульгатор марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ - 3-5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, содержащий коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте, монометиловый эфир пропиленгликоля и воду - 0.5-3, водная фаза в виде раствора хлорида кальция или раствора хлорида натрия - остальное, а в случае преимущественной гидрофобности горных пород продуктивного интервала применяют эмульсионный раствор обратного типа следующего состава, % масс.: углеводородная фаза в виде дизельного топлива или подготовленной нефти с нефтесборного пункта - 40-45, эмульгатор марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ - 3-5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, содержащий коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте, монометиловый эфир пропиленгликоля и воду - 1-3, водная фаза в виде раствора хлорида кальция или раствора хлорида натрия - остальное. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния (30-31% масс.) в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.

Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.

На фиг. 1 показана таблица, отражающая средние значения основных показателей работы скважин Пашнинского месторождения после обработки комплексной технологией согласно прототипу, за период 4 мес.со дня обработки.

На фиг. 2 показана зависимость вязкостей базовых ЭР прямого и обратного типа от содержания минерализованного раствора при скорости вращения шпинделя 30 об./мин.

На фиг. 3 показана зависимость вязкостей составов прямой тип ЭР + коллоидный раствор наночастиц SiO₂ от содержания минерализованного раствора при скорости вращения шпинделя 30 об./мин.

На фиг. 4 показана зависимость вязкостей составов обратный тип ЭР + коллоидный раствор наночастиц SiO₂ от содержания минерализованного раствора при скорости вращения шпинделя 30 об./мин.

На фиг. 5 показана зависимость вязкостей ЭР прямого и обратного типа от содержания коллоидного раствора наночастиц при смешении с 30% масс. модели пластовой воды (скорость вращения шпинделя 30 об./мин).

На фиг. 6 показаны результаты проведения эксперимента по измерению динамической вязкости ЭР прямого типа + 3% коллоидного раствора наночастиц SiO₂ до и после смешения с углеводородной фазой.

На фиг. 7 показаны результаты проведения эксперимента по измерению динамической вязкости ЭР обратного типа + 3% коллоидного раствора наночастиц SiO₂ до и после смешения с углеводородной фазой.

На фиг. 8 показаны результаты осуществления способа в гидрофильных коллекторах.

На фиг. 9 показаны результаты осуществления способа в гидрофобных коллекторах.

Эмульсионный раствор ограничивает водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон продуктивного пласта. С целью разработки высокостабильных эмульсионных растворов (ЭР), увеличивающих эффективность добычи нефти, проведены эксперименты по исследованию вязкостных свойств двух типов эмульсионных растворов (прямого и обратного) с добавками коллоидного раствора наночастиц диоксида кремния (SiO₂) и определению термостабильности разработанных составов.

Лабораторные эксперименты по исследованию динамики вязкостных свойств ЭР прямого и обратного типа проводились на приборе DV-E VISCOMETER «BROOKFIELD».

Перед проведением экспериментов по исследованию динамики вязкостных свойств двух типов ЭР с помощью устройства «САТ R50 D» в течение 15 мин. проводилось смешение компонентов, составляющих образцы базовых ЭР: дизельное топливо, эмульгатор и модель пластовой воды (раствор CaCl₂, NaCl плотностью 1100 кг/м³).

С целью определения динамики вязкости базовых ЭР прямого и обратного типа при смешении с моделью пластовой воды (раствором хлорида кальция CaCl₂ плотностью 1100 кг/м³) производились добавки раствора хлорида кальция CaCl₂ в базовые образцы в объемах: 5; 10; 15; 20; 25; 30% масс. при 20°С (фиг. 2).

После измерения вязкостных свойств базовых образцов ЭР были проведены эксперименты по определению зависимости вязкости ЭР прямого и обратного типа от массового содержания коллоидного раствора наночастиц SiO₂, выявления оптимальной концентрации коллоидного раствора наночастиц SiO₂ в ЭР при смешении состава с моделью пластовой воды (раствор хлорида кальция CaCl₂), а также стабильности составов.

В экспериментах были подготовлены 12 опытных образцов ЭР прямого и обратного типов со следующими объемами добавок коллоидного раствора наночастиц SiO₂: 0.5; 1; 2; 3; 4; и 5% масс. После этого в каждый из опытных образцов производилась добавка модели пластовой воды (раствор хлорида кальция CaCl₂) в объемах: 5; 10; 15; 20; 25; 30% масс., составы тщательно перемешивались магнитной мешалкой «САТ R50 D» в течение 30 мин, и после производилось измерение вязкости полученных составов. Исследования проводились при температуре 20°С.

Тип эмульсионного раствора (прямой или обратный) выбирают в зависимости от характера смачиваемости горных пород продуктивных интервалов.

В случае гидрофильности горных пород продуктивного интервала применяют состав нового ЭР прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, % масс:

По результатам проведенных экспериментов построены графики динамики вязкости ЭР прямого типа с добавками коллоидного раствора наночастиц SiO₂ при смешении с моделью пластовой воды (раствор хлорида кальция CaCl₂) (фиг. 3).

В случае гидрофобности горных пород продуктивного интервала применяют состав нового ЭР обратного типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, % масс:

По результатам проведенных экспериментов построены графики динамики вязкости ЭР обратного типа с добавками коллоидного раствора наночастиц SiO₂ при смешении с моделью пластовой воды (раствор хлорида кальция CaCl₂) (фиг. 4).

Выявленные зависимости позволяют сделать вывод, что наличие добавки от 0.5 до 3% масс. коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния в составах ЭР как прямого, так и обратного типов приводит к увеличению вязкостных свойств ЭР с 4080 до 6800 мПа⋅с при смешении с 30% масс. модели пластовой воды (фиг. 5).

Статистический анализ результатов экспериментов позволил определить оптимальные концентрации коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния SiO₂ в составе ЭР прямого и обратного типа, находящиеся в интервале 0.5-3% масс.

Исследование термостабильности составов производилось в водяной бане «LOIP LB-161». В результате экспериментов на термостабильность составов ЭР + наночастицы SiO₂ с добавками раствора хлорида кальция CaCl₂ - 15% масс. определено, что в интервале добавок коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния SiO₂ от 0.5-3% масс. составы проявили стабильность при выдержке в течение 48 часов при температуре 80°С.

С целью определения влияния коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния на способность ЭР снижать вязкость при взаимодействии с углеводородной фазой были проведены эксперименты, которые позволили определить влияние углеводородов на вязкостные свойства разработанных ЭР.

Углеводороды являются гидрофобными соединениями, не смешивающимися с водой. Однако способность углеводородов диффундировать в ядра мицелл оказывает влияние на их форму, размер и, как следствие, на реологические свойства растворов.

Для экспериментов были выбраны растворы с содержанием 1% масс. коллоидного раствора наночастиц, в который производились различные по объему добавки модели пластовой воды: 5, 10, 15, 20, 25, 30% масс. соответственно. Таким образом, были получены 12 образцов растворов с различным массовым содержанием модели пластовой воды. Эксперименты по исследованию влияния углеводородов на реологические свойства составов ЭР + наночастицы двуокиси кремния производили следующим образом.

Поочередно разработанные растворы с различным массовым содержанием модели пластовой воды смешивали с нефтью (вязкость - 22 мПа⋅с, плотность - 866 кг/м³) в колбе в соотношении 50 мл раствора на 20 мл нефти, в течение 20 секунд встряхивали. Полученную массу в течение 1 ч выдерживали в водяной бане при температуре 40°С. После выдержки наблюдалось фазовое разделение системы на верхнюю -углеводородную и нижнюю - водную фазы. После этого производилось измерение вязкости полученных образцов на ротационном вискозиметре при скорости вращения шпинделя 30 об./мин. Результаты экспериментов по взаимодействию нефти с ЭР прямого и обратного типов графически представлены на фиг. 6 и 7.

По результатам анализа определена высокая чувствительность раствора ЭР + наночастицы двуокиси кремния к углеводородам. Смешение с нефтью приводит к значительному снижению вязкости: с максимального значения - 6430 до 90 мПа⋅с и минимального значения - 2730 до 40 мПа⋅с

На последнем этапе экспериментов каждый из образцов, смешанных с нефтью, был профильтрован сквозь сито (размер ячейки 500 мкм). На сите не наблюдалось высоковязких осадков и отдельных сгустков. Можно сделать предположение, что такое изменение вязкости обусловлено солюбилизацией углеводородов.

Таким образом, результаты проведенных экспериментов подтверждают способность ЭР + наночастицы двуокиси кремния значительно снижать вязкость при взаимодействии с углеводородной фазой, что имеет большое значение при применении раствора в технологиях интенсификации добычи нефти или увеличения нефтеотдачи пластов. Способность раствора избирательно блокировать водоносные интервалы пласта является главной его особенностью и преимуществом. При этом для ЭР прямого типа наиболее эффективным является ЭР следующего состава, % масс.:

где коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.:

Для ЭР обратного типа наиболее эффективным является ЭР следующего состава, % масс.:

где коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.:

Предпочтительный размер наночастиц двуокиси кремния - 45 нм.

При осуществлении способа в качестве углеводородной фазы рекомендуется использовать дизельное топливо, также допускается использование подготовленной нефти с нефтесборного пункта.

Таким образом, способ включает проведение анализа исходной геолого-физической информации обрабатываемого интервала продуктивного пласта. В результате анализа определяют основные геолого-физические параметры, в том числе характер смачиваемости горных пород интервала продуктивного пласта.

Наиболее распространенная методика определения смачиваемости горных пород состоит в оптическом измерении краевого угла смачивания по замеру угла мениска, образованного на поверхности горной породы в системе вода - углеводородная жидкость с применением современной специализированной оптической цифровой техники. В случае если порода смачивается водой, то краевой угол смачивания θ практически равен нулю, что является показателем гидрофильности горной породы. В случае если порода смачивается нефтью, то краевой угол смачивания θ приближается к 180°, что является показателем гидрофобности горной породы. На поверхности с промежуточной смачиваемостью краевой угол зависит от баланса сил поверхностного натяжения.

В случае, если выявлено, что краевой угол смачивания θ практически равен нулю (что является показателем гидрофильности горной породы, т.е. порода смачивается водой), то необходим ЭР прямого типа. В случае, если выявлено, что краевой угол смачивания θ выше нуля, то необходим ЭР обратного типа.

Перед осуществлением обработки ПЗП скважину подготавливают к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и призабойной зоны скважины. Для этого выполняют следующие технологические операции:

- спуск колонны насосно-компрессорных труб (далее - НКТ) с воронкой или пером до искусственного забоя;

- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет ПАВ.

Устанавливают башмак колонны НКТ в интервал на 1-2 м ниже перфорированной части пласта.

После того, как все подготовительные работы провели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начинают проведение технологических операций по обработке ПЗП:

1) Производят закачку в колонну НКТ расчетного объема ЭР и посадку пакера строго в следующей последовательности:

- Закачивают ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭР). ЭР прямого типа содержит, % масс.: эмульгатор марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ - 3-5, углеводородную фазу в виде дизельного топлива или подготовленной нефти с нефтесборного пункта - 20-25, коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния - 0.5-3, водную фазу в виде раствора хлорида кальция или раствора хлорида натрия - остальное, причем коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния (30-31% масс.) в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное. ЭР обратного типа содержит, % масс.: углеводородная фаза в виде дизельного топлива или подготовленной нефти с нефтесборного пункта - 40-45, эмульгатор марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ - 3-5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1-3, водная фаза в виде раствора хлорида кальция или раствора хлорида натрия - остальное, причем коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния (30-31% масс.) в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода -остальное. ЭР ограничивает водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон пласта, и при этом обладает высокой стабильностью. Наночастицы с высокой плотностью упаковки осаждаются на адсорбционном слое ПАВ глобулы дисперсной фазы (вода или углеводород в зависимости от типа эмульсии), создавая бронирующую оболочку, которая предотвращает коалесценцию глобул дисперсной фазы. В результате этого увеличивается стабильность эмульсионных систем.

- Производят посадку пакера (5-10 м выше верхних перфорационных отверстий).

- Продолжают закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.

2) Закачивают в колонну НКТ нефтяную оторочку расчетного объема (0.2 т). Оторочка нефти является буферной и обеспечивает недопущение взаимодействия эмульсионного раствора с кислотной композицией (вводимой следующей) при закачке в скважину и продавке в призабойную зону пласта.

3) Продавливают находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) расчетным объемом кислотной композиции. Используют кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.

При продавке кислотную композицию закачивают до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭР в пласт устанавливают на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.

4) Продавливают находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР + нефтяная оторочка + кислотная композиция) минерализованным раствором с ПАВ (2-3% масс.) до башмака НКТ. В качестве ПАВ может применяться гидрофобизаторы ЧАС-М или ИВВ-1.

Кислотная композиция продавливается в неработающие, слабопроницаемые участки карбонатного пласта. Высокопроницаемые участки перекрыты ЭР. Продавку кислотной композиции в пласт выполняют минерализованным раствором с ПАВ.

5) Закрывают задвижку на НКТ и оставляют скважину для реакции кислоты с горной породой. Время выдержки зависит от концентрации соляной кислоты в композиции. Более точное время определяется лабораторными методами по растворению керна породы кислотной композицией.

Осуществляют заключительные мероприятия:

1) Производят свабирование скважины в количестве двух объемов ствола скважины с целью удаления продуктов реакции из пласта.

2) Поднимают колонну НКТ, спускают насосное оборудование и осуществляют запуск скважины в работу.

3) Для установления технологического эффекта выполняют комплекс гидродинамических и геофизических исследований, направленных на определение коэффициента продуктивности и профиля притока жидкости к скважине.

Результаты осуществления способа в гидрофильных и гидрофобных коллекторах представлены в таблицах на фиг. 8 (в гидрофильных коллекторах) и фиг. 9 (в гидрофобных коллекторах). Примеры осуществления способа представлены ниже.

Пример 1.

Осуществление способа с применением ЭР прямого типа в скважине с гидрофильным коллектором.

Провели анализ исходной геолого-физической информации обрабатываемого интервала ПЗП. В результате анализа определили основные геолого-физические параметры, в том числе характер смачиваемости горных пород интервала продуктивного пласта.

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 или пером до искусственного забоя;

- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ.

Установили башмак колонны НКТ в интервал на 1-2 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 ЭР в объеме 2,5 м³ на метр перфорированной мощности обрабатываемого интервала (м³/м) и посадку пакера в следующей последовательности:

- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭР). ЭР прямого типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМ - 3, дизельное топливо - 20, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5, водный раствор хлорида натрия - 76.5, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния (30-31% масс.) в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.

- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).

- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.

2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0.2 т, являющуюся буферной, для предотвращения прямого контакта ЭР и кислотной композиции (вводимой следующей) в стволе скважины.

3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2 м³/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.

При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭР в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.

4) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР + нефтяная оторочка + кислотная композиция) водным раствором хлорида кальция с ПАВ ЧАС-М (3% масс.) до башмака НКТ.

5) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 4 ч для реакции кислоты с горной породой.

Осуществили заключительные мероприятия:

1) Произвели свабирование скважины в количестве двух объемов ствола скважины с целью удаления продуктов реакции из пласта.

2) Подняли колонну НКТ, спустили насосное оборудование и осуществили запуск скважины в работу.

В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 2.8 т/сут., обводненность снизилась на 12%. Продолжительность положительного эффекта составила 5,5 мес.

Пример 2.

Осуществление способа с применением ЭР прямого типа в скважине с гидрофильным коллектором.

Все технологические операции по осуществлению способа производились в порядке, указанном в примере 1. Здесь и далее будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.

Проведение технологических операций:

1) Произвели закачку ЭР в объеме 2.5 м³/м и посадку пакера в следующей последовательности:

- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭР). ЭР прямого типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМ - 3, дизельное топливо - 22, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1, водный раствор хлорида кальция - 74, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.

- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).

- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.

2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0.2 т.

3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2 м³/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.

В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 1.2 т/сут., обводненность снизилась на 12.8%. Продолжительность положительного эффекта составила 5.7 мес.

Пример 3.

Осуществление способа с применением ЭР прямого типа в скважине с гидрофильным коллектором.

Проведение технологических операций:

1) Произвели закачку ЭР в объеме 2.5 м³/м и посадку пакера строго в следующей последовательности:

- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала. ЭР прямого типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМ -3.5, дизельное топливо - 25, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1.5, водный раствор хлорида натрия - 70, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.

- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).

- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.

2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0.2 т.

3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2.5 м³/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.

В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 3.9 т/сут., обводненность снизилась на 10.3%. Продолжительность положительного эффекта составила 5.3 мес.

Пример 4.

Осуществление способа с применением ЭР прямого типа в скважине с гидрофильным коллектором.

Проведение технологических операций:

1) Произвели закачку ЭР в объеме 3 м³/м и посадку пакера в следующей последовательности:

- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала. ЭР прямого типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМ -4, дизельное топливо - 23, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 2, водный раствор хлорида натрия - 71, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.

- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).

- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.

2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0.2 т.

3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2.5 м³/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.

В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 1.4 т/сут., обводненность снизилась на 13,2%. Продолжительность положительного эффекта составила 7 мес.

Пример 5.

Осуществление способа с применением ЭР прямого типа в скважине с гидрофильным коллектором.

Проведение технологических операций:

1) Произвели закачку ЭР в объеме 3 м³/м и посадку пакера в следующей последовательности:

- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала. ЭР прямого типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМ -4, дизельное топливо - 24, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 2.5, водный раствор хлорида кальция - 69.5, где раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.

- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).

- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.

2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0.2 т.

3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2.5 м³/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.

В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 2.1 т/сут., обводненность снизилась на 13.4%. Продолжительность положительного эффекта составила 7.5 мес.

Пример 6.

Осуществление способа с применением ЭР прямого типа в скважине с гидрофильным коллектором.

Проведение технологических операций:

1) Произвели закачку ЭР в объеме 3 м³/м и посадку пакера строго в следующей последовательности:

- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала. ЭР прямого типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМИ - 5, нефть - 22, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 3, водный раствор хлорида кальция - 70, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.

- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).

- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.

2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0,2 т.

3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2.5 м³/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.

В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 2.3 т/сут., обводненность снизилась на 12.6%. Продолжительность положительного эффекта составила 6 мес.

Пример 7.

Осуществление способа с применением ЭР прямого типа в скважине с гидрофильным коллектором.

Проведение технологических операций:

1) Произвели закачку ЭР в объеме 3 м³/м и посадку пакера в следующей последовательности:

- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала. ЭР прямого типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМ -5, нефть - 25, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 3, водный раствор хлорида кальция - 67, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.

- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).

- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.

2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0,2 т.

3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2.5 м³/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.

В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 3.8 т/сут., обводненность снизилась на 14%. Продолжительность положительного эффекта составила 6.8 мес.

Пример 8.

Осуществление способа с применением ЭР обратного типа в скважине с гидрофобным коллектором.

Проведение технологических операций:

1) Произвели закачку ЭР в объеме 3.5 м³/м и посадку пакера строго в следующей последовательности:

- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала. ЭР обратного типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМИ - 3, нефть - 40, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1, водный раствор хлорида кальция - 56, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.

- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).

- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.

2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0.2 т.

3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2.5 м³/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.

В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 6.7 т/сут., обводненность снизилась на 12.7%. Продолжительность положительного эффекта составила 7 мес.

Пример 9.

Осуществление способа с применением ЭР обратного типа в скважине с гидрофобным коллектором.

Проведение технологических операций:

1) Произвели закачку ЭР в объеме 3.5 м³/м и посадку пакера в следующей последовательности:

- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала. ЭР обратного типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМИ - 3.5, нефть - 42, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1.5, водный раствор хлорида кальция - 53, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.

- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).

- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.

2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0.2 т.

3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2.5 м³/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.

В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 6,1 т/сут., обводненность снизилась на 14.3%. Продолжительность положительного эффекта составила 7.5 мес.

Пример 10.

Осуществление способа с применением ЭР обратного типа в скважине с гидрофобным коллектором.

Проведение технологических операций:

1) Произвели закачку ЭР в объеме 3.5 м³/м и посадку пакера строго в следующей последовательности:

- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала. ЭР обратного типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМ - 4.5, дизельное топливо - 43, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 2.5, водный раствор хлорида кальция - 50, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.

- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).

- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.

2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0.2 т.

3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2.5 м³/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.

В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 9.7 т/сут., обводненность снизилась на 12.5%. Продолжительность положительного эффекта составила 9 мес.

Пример 11.

Осуществление способа с применением ЭР обратного типа в скважине с гидрофобным коллектором.

Проведение технологических операций:

1) Произвели закачку ЭР в объеме 3.5 м³/м и посадку пакера в следующей последовательности:

- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала. ЭР обратного типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМ - 4, дизельное топливо - 43, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 2.5, водный раствор хлорида кальция - 50.5, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.

- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).

- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.

2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0.2 т.

3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2.5 м /м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.

В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 9.4 т/сут., обводненность снизилась на 15%. Продолжительность положительного эффекта составила 9.6 мес.

Пример 12.

Осуществление способа с применением ЭР обратного типа в скважине с гидрофобным коллектором.

Проведение технологических операций:

1) Произвели закачку ЭР в объеме 4 м³/м и посадку пакера в следующей последовательности:

- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала. ЭР обратного типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМ - 5, дизельное топливо - 45, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 3, водный раствор хлорида кальция - 47, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.

- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).

- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.

2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0.2 т.

3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2.5 м³/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.

В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 11 т/сут., обводненность снизилась на 12.2%. Продолжительность положительного эффекта составила 10 мес.

Пример 13.

Осуществление способа с применением ЭР обратного типа в скважине с гидрофобным коллектором.

Проведение технологических операций:

1) Произвели закачку ЭР в объеме 4 м³/м и посадку пакера строго в следующей последовательности:

- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала. ЭР обратного типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМ - 5, дизельное топливо - 45, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 2.5, водный раствор хлорида кальция - 47.5, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.

- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).

- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.

2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0.2 т.

3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2.5 м³/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.

В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 15.3 т/сут., обводненность снизилась на 11.4%. Продолжительность положительного эффекта составила 9.8 мес.

Таким образом, изобретение обеспечивает повышение стабильности ЭР, применяемого для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности проведения геолого-технических мероприятий на скважинах за счет избирательного блокирования водоносных интервалов пласта.

.

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение стабильности эмульсионных растворов для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом. Способ обработки призабойной зоны пласта - ПЗП, характеризующийся тем, что ПЗП обрабатывают последовательно эмульсионным раствором - ЭР, оторочкой нефти и кислотной композицией, состоящей из 15%-ной соляной кислоты, диэтиленгликоля, уксусной кислоты, гидрофобизатора на основе амидов, ингибитора коррозии и технической воды, причем предварительно определяют смачиваемость горных пород ПЗП продуктивного пласта и в случае гидрофильности горных пород продуктивного интервала применяют ЭР прямого типа следующего состава, мас.%: углеводородная фаза в виде дизельного топлива или подготовленной нефти с нефтесборного пункта 20-25, эмульгатор марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ 3-5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, содержащий (мас.%): коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте 40, монометиловый эфир пропиленгликоля 59.5 и воду – остальное, - 0.5-3, водная фаза в виде раствора хлорида кальция или раствора хлорида натрия - остальное, а в случае гидрофобности указанных горных пород применяют ЭР обратного типа следующего состава (мас.%): указанная углеводородная фаза 40-45, указанный эмульгатор 3-5, указанный коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния 1-3, водная фаза в виде раствора хлорида кальция или раствора хлорида натрия – остальное. 13 пр., 7 ил.

Формула