[1]Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям интенсификации добычи нефти с целью увеличения темпа разработки нефтегазовых месторождений и повышения коэффициента извлечения нефти.
[2]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.
[3]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.
[4]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.
[5]Одна из технологий такого вида представлена автором данной работы в патенте РФ на изобретение №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, мас. %: 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, мас. %: эмульгатор марки Синол ЭМ или Синол ЭМИ - 3-5, углеводородную фазу (дизельное топливо или подготовленную нефть с нефтесборного пункта) - 40-45, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1-3, водную фазу - остальное.
[6]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.
[7]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.
[8]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.
[9]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.
[10]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.
[11]Недостатком известного способа является применение раствора серной кислоты (75-96 мас. %), которая характеризуется высокой коррозионной агрессивностью по отношению к внутрискважинному оборудованию и колоннам обсадных труб, кроме того в способе не определен объем закачки серной кислоты и предлагается проводить закачку кислоты в прискважинную зону обрабатываемого пласта до понижения рН ниже 6.0 на соседней скважине, что на практике невозможно контролировать с достаточной точностью.
[12]Из заявки на выдачу патента на изобретение RU 2004119927/03 (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.
[13]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.
[14]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.
[15]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.
[16]Из источника информации - патента US 2014/0116695 А1 (МПК C09K 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.
[17]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.
[18]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.
[19]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.
[20]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.
[21]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.
[22]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.
[23]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.
[24]Композиция поверхностно-активных веществ и спиртов содержит (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40-41, алкилиминодипропионаты натрия - 2.5-3, полигликоли - 15-16, метанол - остальное.
[25]Техническим результатом заявленного изобретения является повышение термостабильности эмульсионной системы, увеличение темпа разработки нефтегазоносного объекта, увеличение продолжительности положительного эффекта и дополнительная добыча нефти.
[26]Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.
[27]На фиг. 1 приведено схематическое изображение структуры высокостабильной эмульсионной системы с содержанием наночастиц двуокиси кремния (далее - ЭСН).
[28]На фиг. 2 приведена таблица, раскрывающая технику и оборудование для приготовления ЭСН.
[29]На фиг. 3 приведена таблица, раскрывающая технику и оборудование для закачки ЭСН в скважину.
[30]На фиг. 4 представлена схема расстановки специальной техники на скважине при реализации этапа обработки.
[31]На фиг. 5 приведена технологическая схема проведения обработки с применением одного пакерующего устройства.
[32]На фиг. 6 приведена технологическая схема проведения обработки с применением двух пакерующих устройств.
[33]На фиг. 7 приведена таблица с результатами тестирования термостабильности классических эмульсий и ЭСН при 140°С.
[34]На фиг. 8 приведены кривые течения образцов классической эмульсии (далее ЭС) и ЭСН при 20°С.
[35]На фиг. 9 приведены кривые течения образцов ЭС и ЭСН при 90°С.
[36]На фиг. 10 приведены кривые вязкости образцов ЭС и ЭСН при 20°С.
[37]На фиг. 11 приведены кривые вязкости образцов ЭС и ЭСН при 90°С.
[38]На фиг. 12 приведена динамика изменения перепада давления и проницаемости при исследовании воздействия ЭСН на керны карбонатных горных пород.
[39]На фиг. 13 приведена зависимость фактора остаточного сопротивления ЭСН от перепада давления в кернах карбонатных горных пород.
[40]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.
[41]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.
[42]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.
[43]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.
[44]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.
[45]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.
[46]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.
[47]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.
[48]Применение ЭСН в качестве водоограничивающего состава позволяет:
[49]- селективно ограничить водопритоки из промытых наиболее проницаемых интервалов ПЗП;
[50]- сохранить фильтрационные параметры менее проницаемых интервалов ПЗП;
[51]- временно блокировать наиболее проницаемые интервалы пласта, не вызывая необратимых последствий воздействия на пластовую систему и окружающую среду;
[52]- изменить смачиваемость поверхности горных пород за счет гидрофобизации порового пространства поверхностно-активными компонентами входящими в состав ЭСН;
[53]- предотвратить осложнения, связанные с выносом компонентов водоограничивающих составов на прием глубинонасосного оборудования;
[54]- предотвратить осложнения, связанные с процессами отделения компонентов водоограничивающих составов в системе сбора и подготовки продукции скважин.
[55]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.
[56]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.
[57]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.
[58]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.
[59]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.
[60]Исследование реологических свойств классических эмульсий и ЭСН при различных температурных режимах
[61]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%.
[62]В результате измерений были получены зависимости напряжения сдвига от градиента скорости сдвига (кривая течения), динамической вязкости от скорости сдвига (кривая вязкости).
[63]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).
[64]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:
[65]- модель Оствальда (пластическая жидкость): 
[66]- модель Бингама (псевдопластичная жидкость): 
[67]- модель Гершеля-Балкли (вязкопластичная жидкость): 
,
[69]К- консистентность (Па⋅с), мера консистенции жидкости (чем выше вязкость, тем больше значение данного параметра);
[70]
- скорость деформации сдвига, с-1;
[71]η - структурная вязкость (Па⋅с);
[72]n - показатель неньютоновости - характеризует степень неньютоновского поведения раствора (чем больше n отличается от 1, тем выше проявление неньютоновских свойств);
[73]τ0 - предельное напряжение сдвига (Па) - характеризует величину внешней энергии, необходимой для начала течения жидкости.
[74]Результаты измерений реологических параметров представлены на фиг. 8-11.
[75]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.
[76]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.
[77]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.
[78]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.
[79]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).
[81]В качестве водной основы для приготовления ЭСН используется жидкость глушения, применяемая на конкретном объекте с плотностью не ниже 1050 кг/м3.
[82]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.
[83]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.
[84]В случае применения БПЭС с внешним насосом и лопастной мешалкой.
[85]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.
[86]После этого в дисперсионной среде последовательно диспергируются расчетные объемы следующих компонентов:
[87]- эмульгатор с последующим перемешиванием в течение 30 мин;
[88]- коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с последующим перемешиванием в течение 30 мин;
[89]- водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с последующим перемешиванием не менее 2 ч.
[90]После набора требуемой вязкости и дисперсности ЭСН необходимо остановить перемешивание, и по прошествии 30 минут отобрать контрольную пробу.
[91]В случае применения БПЭС с лопастной мешалкой (без внешнего насоса)
[92]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.
[93]После этого в дисперсионной среде последовательно диспергируются расчетные объемы следующих компонентов:
[94]- эмульгатор с последующим перемешиванием в течение 30 мин;
[95]- коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с последующим перемешиванием в течение 30 мин;
[96]- водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с последующим перемешиванием не менее 3 ч.
[97]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.
[98]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.
[99]При необходимости нагрева жидкости на углеводородной основе в емкости хранения на кустовой площадке, предпочтительнее проводить нагревание с привлечением паровой передвижной установки (ППУ) или агрегата для депарафинизации скважин передвижной модернизированный (АДПМ) с подогревом жидкости в емкости через трубу-змеевик, установленную в емкости. ППУ или АДПМ устанавливать на расстоянии не ближе 25 метров от нагреваемой емкости.
[100]Контроль качества приготовления ЭСН
[101]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.
[102]Перечень оборудования и специальной техники для проведения работ на скважине
[103]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.
[104]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.
[105]Порядок проведения технологических операций на скважине Все работы по проведению селективной обработки ПЗП проводятся бригадой КРС.
[106]Подготовительные работы на скважине.
[107]Перед проведением обработки необходимо обеспечить чистоту забоя скважины и ПЗП путем проведения следующих работ:
[108]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.
[109]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.
[110]3) Спуск следующей компоновки НКТ (снизу - вверх): воронка + хвостовик НКТ + пакер с гидроякорем + НКТ до устья скважины (типоразмер НКТ и группа прочности подбираются в зависимости от конкретных условий эксплуатации). Воронка устанавливается на подошве интервала перфорации, а пакер на 20-25 м выше кровли обрабатываемого интервала.
[111]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.
[112]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, 11 - эксплуатационная колонна, 12 - НКТ, 13 - пакер с гидроякорем, 14 -хвостовик с воронкой, 15 - продуктивный интервал, 16 - щелевой фильтр, 17 - целевой продуктивный интервал, 18 - заглушка, 19 - перепускной клапан, 20 - пакер механический, 21 -нижележащий продуктивный интервал.
[113]После того как проведены все подготовительные работы, приступают к проведению технологических операций по селективной обработке ПЗП.
[114]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.
[115]В спускаемую в скважину компоновку необходимо включить свабоуловитель.
[116]Для всех этапов обработки ПЗП последовательность стадий (технологических операций) по закачке технологических жидкостей в скважину следующая:
[117]1) Сборка и опрессовка нагнетательной линии на 1.5-кратное давление от планируемого;
[118]2) закачка в колонну НКТ ЭСН до башмака колонны НКТ (в среднем половина от расчетного объема ЭСН);
[119]3) посадка пакера (20-25 м выше верхних перфорационных отверстий обрабатываемого интервала);
[120]4) проверка разобщения трубного и затрубного пространства (опрессовать по затрубному пространству на давление, не превышающее давление опрессовки эксплуатационной колонны).
[121]5) продолжение закачки оставшегося объема ЭСН с целью продавки в обрабатываемый интервал, с постоянным контролем давления в затрубном пространстве.
[122]6) Продавка ЭСН расчетным объемом кислотного состава или композицией ПАВ в зависимости от этапа обработки;
[123]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;
[124]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.
[125]Заключительные мероприятия:
[126]1) Свабирование скважины в необходимом объеме или другой доступный метод удаления продуктов реакции из ПЗП и освоения скважины.
[127]2) Подъем колонны НКТ, спуск насосного оборудования и запуск скважины в работу.
[128]При проведении работ необходимо руководствоваться требованиями техники безопасности и охраны окружающей среды в соответствии с правилами промышленной безопасности.
[129]Примеры осуществления способа
[131]Обработка ПЗП представленного карбонатными горными породами и пластовой температурой 72°С.
[133]Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
[134]- спуск колонны НКТ с пером до искусственного забоя;
[135]- 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.
[136]Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
[137]После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
[138]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.5 м3 на метр перфорированной мощности обрабатываемого интервала (м3/м) и посадку пакера в следующей последовательности:
[139]- 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.
[140]- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
[141]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[142]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.
[143]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.
[144]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1162 кг/м3 до башмака НКТ.
[145]4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
[146]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[148]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.
[149]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.
[150]Проведение технологических операций:
[151]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.7 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[152]- 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.
[153]- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
[154]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[155]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%.
[156]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.
[157]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 до башмака НКТ.
[158]4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
[159]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[161]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.
[162]Проведение технологических операций:
[163]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[164]- 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.
[165]- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
[166]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[167]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.
[168]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.
[169]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1150 кг/м3 до башмака НКТ.
[170]4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
[171]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[172]По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 80-90%.
[174]Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами и пластовой температурой 74°С.
[176]Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
[177]- спуск колонны НКТ с воронкой до искусственного забоя;
[178]- 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.
[179]Установили башмак колонны НКТ в интервал на 3 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
[180]После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
[181]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.1 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[182]- 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.
[183]- Произвели посадку пакера (22 м выше верхних перфорационных отверстий).
[184]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[185]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.
[186]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.
[187]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1187 кг/м3 до башмака НКТ.
[188]4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
[189]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[191]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.
[192]Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 2. Здесь и далее для примера 2 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
[193]Проведение технологических операций:
[194]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.7 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[195]- 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.
[196]- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
[197]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[198]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.
[199]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.
[200]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1190 кг/м3 до башмака НКТ.
[201]4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
[202]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[204]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.
[205]Проведение технологических операций:
[206]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[207]- 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.
[208]- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
[209]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[210]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.
[211]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.
[212]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1190 кг/м3 до башмака НКТ.
[213]4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1.5 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
[214]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[215]По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 140-145%.
[217]Обработка ПЗП представленного карбонатными горными породами и пластовой температурой 96°С.
[219]Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
[220]- спуск колонны НКТ с пером до искусственного забоя;
[221]- 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.
[222]Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
[223]После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
[224]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[225]- 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.
[226]- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
[227]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[228]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%.
[229]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.
[230]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1140 кг/м3 до башмака НКТ.
[231]4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
[232]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[234]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.
[235]Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 3. Здесь и далее для примера 3 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
[236]Проведение технологических операций:
[237]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[238]- 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.
[239]- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
[240]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[241]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%.
[242]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.
[243]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1148 кг/м3 до башмака НКТ.
[244]4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
[245]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[247]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.
[248]Проведение технологических операций:
[249]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[250]- 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.
[251]- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
[252]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[253]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.
[254]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.
[255]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1146 кг/м3 до башмака НКТ.
[256]4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
[257]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[258]По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 92-98%.
[260]Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами и пластовой температурой 123°С.
[262]Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
[263]- спуск колонны НКТ с воронкой до искусственного забоя;
[264]- 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.
[265]Установили башмак колонны НКТ в интервал на 3 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
[266]После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
[267]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[268]- 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.
[269]- Произвели посадку пакера (22 м выше верхних перфорационных отверстий).
[270]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[271]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.
[272]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.
[273]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1193 кг/м3 до башмака НКТ.
[274]4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
[275]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[277]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.
[278]Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 4. Здесь и далее для примера 4 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
[279]Проведение технологических операций:
[280]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[281]- 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.
[282]- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
[283]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[284]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.
[285]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.
[286]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1196 кг/м3 до башмака НКТ.
[287]4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
[288]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[290]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.
[291]Проведение технологических операций:
[292]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[293]- 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.
[294]- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
[295]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[296]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.
[297]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.
[298]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1197 кг/м3 до башмака НКТ.
[299]4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
[300]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[301]По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 84-95%.
[303]Обработка ПЗП представленного карбонатными горными породами и пластовой температурой 73°С.
[305]Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
[306]- спуск колонны НКТ с пером до искусственного забоя;
[307]- 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.
[308]Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
[309]После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
[310]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.5 м3 на метр перфорированной мощности обрабатываемого интервала (м3/м) и посадку пакера в следующей последовательности:
[311]- 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.
[312]- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
[313]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[314]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.
[315]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.
[316]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 до башмака НКТ.
[317]4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
[318]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[320]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.
[321]Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 5. Здесь и далее для примера 5 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
[322]Проведение технологических операций:
[323]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.7 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[324]- 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.
[325]- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
[326]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[327]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%.
[328]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.
[329]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 до башмака НКТ.
[330]4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
[331]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[333]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.
[334]Проведение технологических операций:
[335]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[336]- 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.
[337]- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
[338]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[339]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.
[340]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.
[341]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1150 кг/м3 до башмака НКТ.
[342]4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
[343]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[344]По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 83-110%.
[346]Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами и пластовой температурой 69°С.
[348]Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
[349]- спуск колонны НКТ с воронкой до искусственного забоя;
[350]- 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.
[351]Установили башмак колонны НКТ в интервал на 3 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
[352]После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
[353]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[354]- 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.
[355]- Произвели посадку пакера (22 м выше верхних перфорационных отверстий).
[356]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[357]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.
[358]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.
[359]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1195 кг/м3 до башмака НКТ.
[360]4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
[361]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[363]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.
[364]Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 6. Здесь и далее для примера 6 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
[365]Проведение технологических операций:
[366]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[367]- 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.
[368]- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
[369]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[370]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.
[371]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.
[372]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1192 кг/м3 до башмака НКТ.
[373]4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
[374]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[376]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.
[377]Проведение технологических операций:
[378]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[379]- 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.
[380]- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
[381]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[382]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.
[383]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.
[384]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1190 кг/м3 до башмака НКТ.
[385]4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1.5 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
[386]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[387]По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 157-184%.
[389]Обработка ПЗП представленного карбонатными горными породами и пластовой температурой 98°С.
[391]Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
[392]- спуск колонны НКТ с пером до искусственного забоя;
[393]- 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.
[394]Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
[395]После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
[396]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[397]- 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.
[398]- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
[399]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[400]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%.
[401]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.
[402]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1138 кг/м3 до башмака НКТ.
[403]4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
[404]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[406]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.
[407]Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 7. Здесь и далее для примера 7 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
[408]Проведение технологических операций:
[409]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[410]- 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.
[411]- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
[412]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[413]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%.
[414]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.
[415]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1145 кг/м3 до башмака НКТ.
[416]4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
[417]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[419]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.
[420]Проведение технологических операций:
[421]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[422]- 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.
[423]- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
[424]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[425]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.
[426]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.
[427]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1150 кг/м3 до башмака НКТ.
[428]4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
[429]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[430]По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 195-202%.
[432]Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами и пластовой температурой 125°С.
[434]Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
[435]- спуск колонны НКТ с воронкой до искусственного забоя;
[436]- 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.
[437]Установили башмак колонны НКТ в интервал на 3 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
[438]После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
[439]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 3.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[440]- 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.
[441]- Произвели посадку пакера (22 м выше верхних перфорационных отверстий).
[442]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[443]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.
[444]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.
[445]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1192 кг/м3 до башмака НКТ.
[446]4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
[447]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[449]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.
[450]Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 8. Здесь и далее для примера 8 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
[451]Проведение технологических операций:
[452]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 3.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[453]- 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.
[454]- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
[455]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[456]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.
[457]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.
[458]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1196 кг/м3 до башмака НКТ.
[459]4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
[460]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[462]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.
[463]Проведение технологических операций:
[464]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[465]- 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.
[466]- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
[467]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[468]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.
[469]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.
[470]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1192 кг/м3 до башмака НКТ.
[471]4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
[472]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[473]По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 128-140%.
[475]Обработка ПЗП представленного карбонатными горными породами и пластовой температурой 135°С.
[477]Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
[478]- спуск колонны НКТ с пером до искусственного забоя;
[479]- 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.
[480]Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
[481]После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
[482]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.8 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[483]- 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.
[484]- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
[485]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[486]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%.
[487]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.
[488]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1183 кг/м3 до башмака НКТ.
[489]4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
[490]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[492]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.
[493]Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 9. Здесь и далее для примера 9 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
[494]Проведение технологических операций:
[495]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[496]- 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.
[497]- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
[498]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[499]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%.
[500]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.
[501]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1180 кг/м3 до башмака НКТ.
[502]4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
[503]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[505]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.
[506]Проведение технологических операций:
[507]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.9 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[508]- 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.
[509]- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
[510]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[511]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.
[512]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.
[513]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1183 кг/м3 до башмака НКТ.
[514]4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 0.5 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
[515]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[516]По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 82-97%.
[518]Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами и пластовой температурой 105°С.
[520]Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
[521]- спуск колонны НКТ с воронкой до искусственного забоя;
[522]- 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.
[523]Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
[524]После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
[525]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[526]- 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.
[527]- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
[528]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[529]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, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 19.
[530]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.
[531]4) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1198 кг/м3 до башмака НКТ.
[532]5) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
[533]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[535]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.
[536]Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 10. Здесь и далее для примера 10 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
[537]Проведение технологических операций:
[538]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.2 м3 на метр перфорированной мощности обрабатываемого интервала (м3/м) и посадку пакера в следующей последовательности:
[539]- 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.): 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.
[540]- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
[541]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[542]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.
[543]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.
[544]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1196 кг/м3 до башмака НКТ.
[545]4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
[546]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[548]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.
[549]Проведение технологических операций:
[550]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.4 м3 на метр перфорированной мощности обрабатываемого интервала (м3/м) и посадку пакера в следующей последовательности:
[551]- 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 -
[552]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.
[553]- Произвели посадку пакера (24 м выше верхних перфорационных отверстий).
[554]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[555]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.
[556]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.
[557]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1190 кг/м3 до башмака НКТ.
[558]4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
[559]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[560]По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 64-90%.
[562]Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами и пластовой температурой 90°С.
[564]Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
[565]- спуск колонны НКТ с воронкой до искусственного забоя;
[566]- 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.
[567]Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
[568]После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
[569]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.8 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[570]- 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.
[571]- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
[572]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[573]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.
[574]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.
[575]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1172 кг/м3 до башмака НКТ.
[576]4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
[577]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[579]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.
[580]Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 11. Здесь и далее для примера 11 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
[581]Проведение технологических операций:
[582]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[583]- 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.
[584]- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
[585]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[586]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.
[587]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.
[588]4) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1175 кг/м3 до башмака НКТ.
[589]5) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
[590]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[592]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.
[593]Проведение технологических операций:
[594]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 3.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[595]- 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.
[596]- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
[597]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[598]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.
[599]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.
[600]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1175 кг/м3 до башмака НКТ.
[601]4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1.5 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
[602]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[603]По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 190-205%.
[605]Обработка ПЗП представленного карбонатными горными породами и пластовой температурой 98°С.
[607]Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
[608]- спуск колонны НКТ с пером до искусственного забоя;
[609]- 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.
[610]Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
[611]После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
[612]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[613]- 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.
[614]- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
[615]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[616]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%.
[617]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.
[618]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1143 кг/м3 до башмака НКТ.
[619]4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
[620]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[622]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.
[623]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.
[624]Проведение технологических операций:
[625]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.6 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[626]- 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.
[627]- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
[628]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[629]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%.
[630]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.
[631]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1146 кг/м3 до башмака НКТ.
[632]4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
[633]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[635]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.
[636]Проведение технологических операций:
[637]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[638]- 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.
[639]- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
[640]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[641]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.
[642]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.
[643]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1148 кг/м3 до башмака НКТ.
[644]4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
[645]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[646]По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 85-94%.
[648]Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами и пластовой температурой 105°С.
[650]Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
[651]- спуск колонны НКТ с воронкой до искусственного забоя;
[652]- 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.
[653]Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
[654]После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
[655]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.7 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[656]- 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.
[657]- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
[658]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[659]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.
[660]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.
[661]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1163 кг/м3 до башмака НКТ.
[662]4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
[663]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[665]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.
[666]Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 13. Здесь и далее для примера 13 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
[667]Проведение технологических операций:
[668]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[669]- 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 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 содержит (% об.): двуокись кремния - 31.8, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, воду - 0.2.
[670]- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
[671]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[672]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.
[673]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.
[674]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1185 кг/м3 до башмака НКТ.
[675]4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
[676]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[678]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.
[679]Проведение технологических операций:
[680]1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.8 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[681]- 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.
[682]- Произвели посадку пакера (24 м выше верхних перфорационных отверстий).
[683]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[684]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.
[685]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.
[686]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1190 кг/м3 до башмака НКТ.
[687]4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1.5 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
[688]Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
[689]По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 70-83%.
[690]Таким образом, изобретение обеспечивает повышение термостабильности эмульсионной системы, увеличение темпа разработки нефтегазоносного объекта, увеличение продолжительности положительного эффекта и дополнительную добычу нефти.
