[1]Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти с целью увеличения конечного коэффициента извлечения нефти.
[2]Одним из путей повышения эффективности применения методов интенсификации добычи нефти является применение технологий комплексной обработки призабойной зоны пласта (ПЗП). Одна из технологий такого вида представлена автором данной работы в патенте РФ на изобретение №2583104 (патентообладатель Сергеев В.В., МПК Е21В 43/27, Е21В 33/138, опубликован 10.05.2016), принятым за прототип. Технология заключается в комбинировании двух видов обработок ПЗП. Комбинирование приводит к получению синергетического эффекта. Воздействие производится поэтапно: первый этап - обработка высокопроницаемых интервалов ПЗП инвертно-эмульсионным раствором (ИЭР), второй этап - воздействие кислотным составом на низкопроницаемые интервалы ПЗП. При этом ИЭР содержит, об. %: эмульгатор - 2, углеводородную фазу (дизельное топливо) - 20, водную фазу - остальное.
[3]Одной из основных особенностей технологии является селективность воздействия. Применение ИЭР для ограничения водопритоков из высокопроницаемых участков пласта обеспечивает блокировку исключительно водонасыщенных интервалов ПЗП. Способность ИЭР снижать вязкость при взаимодействии с углеводородной фазой предотвращает кольматацию низкопроницаемых участков ПЗП. Блокировка водоносных поглощающих интервалов ИЭР обеспечивает эффективное селективное воздействие кислотным составом на низкопроницаемые интервалы ПЗП.
[4]По результатам 6 мес.мониторинга работы скважин, обработанных в рамках опытно-промыслового испытания комплексной технологии интенсификации добычи нефти, было определено, что положительный технологический эффект составляет в среднем 4 мес. На фиг. 1 приведена таблица, отражающая средние значения основных показателей работы скважин Пашнинского месторождения после обработки известной комплексной технологией за период 4 мес.со дня обработки. В среднем по прошествии 4 мес. обводненность скважин снова возрастала до прежнего уровня.
[5]Недостатком известного способа является недостаточно высокая стабильность ИЭР в пластовых условиях.
[6]Из уровня техники известен состав для обработки подземных нефтяных пластов, содержащий коллоидный раствор наночастиц диоксида кремния диаметром от 4 до 300 нм (патент WO 2007135617 А1, патентообладатели SCHLUMBERGER СА LTD, SCHLUMBERGER SERVICES PETROL, SCHLUMBERGER HOLDINGS, SCHLUMBERGER TECHNOLOGY BV, PRAD RES & DEV NV, ODEH NADIR M M, CHAABOUNI HASSAN, CHAN KENG SENG, ENKABABIAN PHILIPPE, МПК C09K 8/504, C09K 8/506, C09K 8/516, дата публикации 29.11.2007). Известный состав образовывает гель с задержкой во времени. В нефтяном пласте присутствует необходимый для гелеобразования донор гидроксилов, который при повышенных температурах высвобождает гидроксильные группы и тем самым способствует формированию гелеобразующего препарата. В результате состав блокирует водоносные интервалы пласта.
[7]Недостатком известного состава является необходимость использования детонирующих доноров гидроксилов, которые предварительно закачивают в призабойную зону пласта (ПЗП). В случае обработки поглощающих интервалов ПЗП обработка по данной технологии не будет эффективной, т.к. маловязкий раствор детонирующих доноров гидроксилов будет уходить в поглощающие интервалы. Также недостатком является необходимость создания высокой температуры для вызова реакции и формирования гелеобразующего состава.
[8]Из уровня техники известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий использование прямой и обратной стабилизированных коллоидным раствором оксида кремния эмульсий с последующей закачкой кислоты, принятый за прототип (заявка US 2009/211758 А1, патентообладатели BRAGG JAMES R, KAMINSKY ROBERT D, LEONARDI SERGIO A, EXXONMOBIL UPSTREAM RESEARCH COMPANY, МПК C09K 8/82, E21B 43/16, E21B 43/22, дата публикации 27.08.2009). По указанной заявке выдан патент US 8100178 В2. Способ позволяет получить углеводороды из подземного пласта и включает обработку призабойной зоны пласта нагнетательных скважин эмульсионным раствором с целью вытеснения нефти к добывающим скважинам. Эмульсионный раствор содержит углеводородную фазу, водную фазу и твердые частицы, в качестве которых могут быть использованы наночастицы коллоидного раствора двуокиси кремния с диаметром частиц 10-20 нанометров. Известным изобретением достигается повышение стабильности эмульсии и эффективности вытеснения углеводородов.
[9]Недостатком известного состава является необходимость насыщения углеводородной фазы эмульсии газом. Это усложняет процесс приготовления рабочего раствора и требует применения специального оборудования. Кроме того, известный способ не предназначен для обработки ПЗП добывающих скважин, а только для нагнетательных.
[10]Техническим результатом заявленного изобретения является повышение стабильности эмульсионного раствора (ЭР) для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом за счет избирательного блокирования водоносных интервалов пласта высокостабильным водоограничивающим составом.
[11]Сущность изобретения заключается в том, что призабойную зону пласта обрабатывают последовательно эмульсионным раствором, оторочкой нефти и кислотной композицией, состоящей из 15%-ной соляной кислоты, диэтиленгликоля, уксусной кислоты, гидрофобизатора на основе амидов, ингибитора коррозии и технической воды, причем предварительно определяют смачиваемость горных пород призабойной зоны продуктивного пласта, и в случае преимущественной гидрофильности горных пород продуктивного интервала применяют эмульсионный раствор прямого типа следующего состава, % масс.: углеводородная фаза в виде дизельного топлива или подготовленной нефти с нефтесборного пункта - 20-25, эмульгатор марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ - 3-5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, содержащий коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте, монометиловый эфир пропиленгликоля и воду - 0.5-3, водная фаза в виде раствора хлорида кальция или раствора хлорида натрия - остальное, а в случае преимущественной гидрофобности горных пород продуктивного интервала применяют эмульсионный раствор обратного типа следующего состава, % масс.: углеводородная фаза в виде дизельного топлива или подготовленной нефти с нефтесборного пункта - 40-45, эмульгатор марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ - 3-5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, содержащий коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте, монометиловый эфир пропиленгликоля и воду - 1-3, водная фаза в виде раствора хлорида кальция или раствора хлорида натрия - остальное. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния (30-31% масс.) в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.
[12]Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.
[13]На фиг. 1 показана таблица, отражающая средние значения основных показателей работы скважин Пашнинского месторождения после обработки комплексной технологией согласно прототипу, за период 4 мес.со дня обработки.
[14]На фиг. 2 показана зависимость вязкостей базовых ЭР прямого и обратного типа от содержания минерализованного раствора при скорости вращения шпинделя 30 об./мин.
[15]На фиг. 3 показана зависимость вязкостей составов прямой тип ЭР + коллоидный раствор наночастиц SiO2 от содержания минерализованного раствора при скорости вращения шпинделя 30 об./мин.
[16]На фиг. 4 показана зависимость вязкостей составов обратный тип ЭР + коллоидный раствор наночастиц SiO2 от содержания минерализованного раствора при скорости вращения шпинделя 30 об./мин.
[17]На фиг. 5 показана зависимость вязкостей ЭР прямого и обратного типа от содержания коллоидного раствора наночастиц при смешении с 30% масс. модели пластовой воды (скорость вращения шпинделя 30 об./мин).
[18]На фиг. 6 показаны результаты проведения эксперимента по измерению динамической вязкости ЭР прямого типа + 3% коллоидного раствора наночастиц SiO2 до и после смешения с углеводородной фазой.
[19]На фиг. 7 показаны результаты проведения эксперимента по измерению динамической вязкости ЭР обратного типа + 3% коллоидного раствора наночастиц SiO2 до и после смешения с углеводородной фазой.
[20]На фиг. 8 показаны результаты осуществления способа в гидрофильных коллекторах.
[21]На фиг. 9 показаны результаты осуществления способа в гидрофобных коллекторах.
[22]Эмульсионный раствор ограничивает водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон продуктивного пласта. С целью разработки высокостабильных эмульсионных растворов (ЭР), увеличивающих эффективность добычи нефти, проведены эксперименты по исследованию вязкостных свойств двух типов эмульсионных растворов (прямого и обратного) с добавками коллоидного раствора наночастиц диоксида кремния (SiO2) и определению термостабильности разработанных составов.
[23]Лабораторные эксперименты по исследованию динамики вязкостных свойств ЭР прямого и обратного типа проводились на приборе DV-E VISCOMETER «BROOKFIELD».
[24]Перед проведением экспериментов по исследованию динамики вязкостных свойств двух типов ЭР с помощью устройства «САТ R50 D» в течение 15 мин. проводилось смешение компонентов, составляющих образцы базовых ЭР: дизельное топливо, эмульгатор и модель пластовой воды (раствор CaCl2, NaCl плотностью 1100 кг/м3).
[25]С целью определения динамики вязкости базовых ЭР прямого и обратного типа при смешении с моделью пластовой воды (раствором хлорида кальция CaCl2 плотностью 1100 кг/м3) производились добавки раствора хлорида кальция CaCl2 в базовые образцы в объемах: 5; 10; 15; 20; 25; 30% масс. при 20°С (фиг. 2).
[26]После измерения вязкостных свойств базовых образцов ЭР были проведены эксперименты по определению зависимости вязкости ЭР прямого и обратного типа от массового содержания коллоидного раствора наночастиц SiO2, выявления оптимальной концентрации коллоидного раствора наночастиц SiO2 в ЭР при смешении состава с моделью пластовой воды (раствор хлорида кальция CaCl2), а также стабильности составов.
[27]В экспериментах были подготовлены 12 опытных образцов ЭР прямого и обратного типов со следующими объемами добавок коллоидного раствора наночастиц SiO2: 0.5; 1; 2; 3; 4; и 5% масс. После этого в каждый из опытных образцов производилась добавка модели пластовой воды (раствор хлорида кальция CaCl2) в объемах: 5; 10; 15; 20; 25; 30% масс., составы тщательно перемешивались магнитной мешалкой «САТ R50 D» в течение 30 мин, и после производилось измерение вязкости полученных составов. Исследования проводились при температуре 20°С.
[28]Тип эмульсионного раствора (прямой или обратный) выбирают в зависимости от характера смачиваемости горных пород продуктивных интервалов.
[29]В случае гидрофильности горных пород продуктивного интервала применяют состав нового ЭР прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, % масс:
[30]| углеводородная фаза - дизельное топливо | 20-25, |
| эмульгатор | 3-5, |
| коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния | 0.5-3, |
| водная фаза (раствор CaCl2 или NaCl) | остальное. |
[31]По результатам проведенных экспериментов построены графики динамики вязкости ЭР прямого типа с добавками коллоидного раствора наночастиц SiO2 при смешении с моделью пластовой воды (раствор хлорида кальция CaCl2) (фиг. 3).
[32]В случае гидрофобности горных пород продуктивного интервала применяют состав нового ЭР обратного типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, % масс:
[33]| углеводородная фаза - дизельное топливо | 40-45, |
| эмульгатор | 3-5, |
| коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния | 1-3, |
| водная фаза (раствор CaCl2 или NaCl) | остальное. |
[34]По результатам проведенных экспериментов построены графики динамики вязкости ЭР обратного типа с добавками коллоидного раствора наночастиц SiO2 при смешении с моделью пластовой воды (раствор хлорида кальция CaCl2) (фиг. 4).
[35]Выявленные зависимости позволяют сделать вывод, что наличие добавки от 0.5 до 3% масс. коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния в составах ЭР как прямого, так и обратного типов приводит к увеличению вязкостных свойств ЭР с 4080 до 6800 мПа⋅с при смешении с 30% масс. модели пластовой воды (фиг. 5).
[36]Статистический анализ результатов экспериментов позволил определить оптимальные концентрации коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния SiO2 в составе ЭР прямого и обратного типа, находящиеся в интервале 0.5-3% масс.
[37]Исследование термостабильности составов производилось в водяной бане «LOIP LB-161». В результате экспериментов на термостабильность составов ЭР + наночастицы SiO2 с добавками раствора хлорида кальция CaCl2 - 15% масс. определено, что в интервале добавок коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния SiO2 от 0.5-3% масс. составы проявили стабильность при выдержке в течение 48 часов при температуре 80°С.
[38]С целью определения влияния коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния на способность ЭР снижать вязкость при взаимодействии с углеводородной фазой были проведены эксперименты, которые позволили определить влияние углеводородов на вязкостные свойства разработанных ЭР.
[39]Углеводороды являются гидрофобными соединениями, не смешивающимися с водой. Однако способность углеводородов диффундировать в ядра мицелл оказывает влияние на их форму, размер и, как следствие, на реологические свойства растворов.
[40]Для экспериментов были выбраны растворы с содержанием 1% масс. коллоидного раствора наночастиц, в который производились различные по объему добавки модели пластовой воды: 5, 10, 15, 20, 25, 30% масс. соответственно. Таким образом, были получены 12 образцов растворов с различным массовым содержанием модели пластовой воды. Эксперименты по исследованию влияния углеводородов на реологические свойства составов ЭР + наночастицы двуокиси кремния производили следующим образом.
[41]Поочередно разработанные растворы с различным массовым содержанием модели пластовой воды смешивали с нефтью (вязкость - 22 мПа⋅с, плотность - 866 кг/м3) в колбе в соотношении 50 мл раствора на 20 мл нефти, в течение 20 секунд встряхивали. Полученную массу в течение 1 ч выдерживали в водяной бане при температуре 40°С. После выдержки наблюдалось фазовое разделение системы на верхнюю -углеводородную и нижнюю - водную фазы. После этого производилось измерение вязкости полученных образцов на ротационном вискозиметре при скорости вращения шпинделя 30 об./мин. Результаты экспериментов по взаимодействию нефти с ЭР прямого и обратного типов графически представлены на фиг. 6 и 7.
[42]По результатам анализа определена высокая чувствительность раствора ЭР + наночастицы двуокиси кремния к углеводородам. Смешение с нефтью приводит к значительному снижению вязкости: с максимального значения - 6430 до 90 мПа⋅с и минимального значения - 2730 до 40 мПа⋅с
[43]На последнем этапе экспериментов каждый из образцов, смешанных с нефтью, был профильтрован сквозь сито (размер ячейки 500 мкм). На сите не наблюдалось высоковязких осадков и отдельных сгустков. Можно сделать предположение, что такое изменение вязкости обусловлено солюбилизацией углеводородов.
[44]Таким образом, результаты проведенных экспериментов подтверждают способность ЭР + наночастицы двуокиси кремния значительно снижать вязкость при взаимодействии с углеводородной фазой, что имеет большое значение при применении раствора в технологиях интенсификации добычи нефти или увеличения нефтеотдачи пластов. Способность раствора избирательно блокировать водоносные интервалы пласта является главной его особенностью и преимуществом. При этом для ЭР прямого типа наиболее эффективным является ЭР следующего состава, % масс.:
[45]| эмульгатор (например, марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ) | 3-5, |
| углеводородная фаза (например, дизельное топливо) | 20-25, |
| коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния | 0.5-3, |
| водная фаза (например, раствор CaCl2 или NaCl) | остальное, |
[46]где коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.:
[47]| коллоидную двуокись кремния (30-31% масс.) | |
| в акриловой кислоте | 40, |
| монометиловый эфир пропиленгликоля | 59.5, |
| вода | остальное. |
[48]Для ЭР обратного типа наиболее эффективным является ЭР следующего состава, % масс.:
[49]| эмульгатор (например, марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ) | 3-5, |
| углеводородная фаза (например, дизельное топливо) | 40-45, |
| коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния | 1-3, |
| водная фаза (например, раствор CaCl2 или NaCl) | остальное, |
[50]где коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.:
[51]| коллоидную двуокись кремния (30-31% масс.) в акриловой кислоте | 40, |
| монометиловый эфир пропиленгликоля | 59.5, |
| вода | остальное. |
[52]Предпочтительный размер наночастиц двуокиси кремния - 45 нм.
[53]При осуществлении способа в качестве углеводородной фазы рекомендуется использовать дизельное топливо, также допускается использование подготовленной нефти с нефтесборного пункта.
[54]Таким образом, способ включает проведение анализа исходной геолого-физической информации обрабатываемого интервала продуктивного пласта. В результате анализа определяют основные геолого-физические параметры, в том числе характер смачиваемости горных пород интервала продуктивного пласта.
[55]Наиболее распространенная методика определения смачиваемости горных пород состоит в оптическом измерении краевого угла смачивания по замеру угла мениска, образованного на поверхности горной породы в системе вода - углеводородная жидкость с применением современной специализированной оптической цифровой техники. В случае если порода смачивается водой, то краевой угол смачивания θ практически равен нулю, что является показателем гидрофильности горной породы. В случае если порода смачивается нефтью, то краевой угол смачивания θ приближается к 180°, что является показателем гидрофобности горной породы. На поверхности с промежуточной смачиваемостью краевой угол зависит от баланса сил поверхностного натяжения.
[56]В случае, если выявлено, что краевой угол смачивания θ практически равен нулю (что является показателем гидрофильности горной породы, т.е. порода смачивается водой), то необходим ЭР прямого типа. В случае, если выявлено, что краевой угол смачивания θ выше нуля, то необходим ЭР обратного типа.
[57]Перед осуществлением обработки ПЗП скважину подготавливают к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и призабойной зоны скважины. Для этого выполняют следующие технологические операции:
[58]- спуск колонны насосно-компрессорных труб (далее - НКТ) с воронкой или пером до искусственного забоя;
[59]- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет ПАВ.
[60]Устанавливают башмак колонны НКТ в интервал на 1-2 м ниже перфорированной части пласта.
[61]После того, как все подготовительные работы провели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начинают проведение технологических операций по обработке ПЗП:
[62]1) Производят закачку в колонну НКТ расчетного объема ЭР и посадку пакера строго в следующей последовательности:
[63]- Закачивают ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭР). ЭР прямого типа содержит, % масс.: эмульгатор марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ - 3-5, углеводородную фазу в виде дизельного топлива или подготовленной нефти с нефтесборного пункта - 20-25, коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния - 0.5-3, водную фазу в виде раствора хлорида кальция или раствора хлорида натрия - остальное, причем коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния (30-31% масс.) в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное. ЭР обратного типа содержит, % масс.: углеводородная фаза в виде дизельного топлива или подготовленной нефти с нефтесборного пункта - 40-45, эмульгатор марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ - 3-5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1-3, водная фаза в виде раствора хлорида кальция или раствора хлорида натрия - остальное, причем коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния (30-31% масс.) в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода -остальное. ЭР ограничивает водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон пласта, и при этом обладает высокой стабильностью. Наночастицы с высокой плотностью упаковки осаждаются на адсорбционном слое ПАВ глобулы дисперсной фазы (вода или углеводород в зависимости от типа эмульсии), создавая бронирующую оболочку, которая предотвращает коалесценцию глобул дисперсной фазы. В результате этого увеличивается стабильность эмульсионных систем.
[64]- Производят посадку пакера (5-10 м выше верхних перфорационных отверстий).
[65]- Продолжают закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[66]2) Закачивают в колонну НКТ нефтяную оторочку расчетного объема (0.2 т). Оторочка нефти является буферной и обеспечивает недопущение взаимодействия эмульсионного раствора с кислотной композицией (вводимой следующей) при закачке в скважину и продавке в призабойную зону пласта.
[67]3) Продавливают находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) расчетным объемом кислотной композиции. Используют кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.
[68]При продавке кислотную композицию закачивают до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭР в пласт устанавливают на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
[69]4) Продавливают находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР + нефтяная оторочка + кислотная композиция) минерализованным раствором с ПАВ (2-3% масс.) до башмака НКТ. В качестве ПАВ может применяться гидрофобизаторы ЧАС-М или ИВВ-1.
[70]Кислотная композиция продавливается в неработающие, слабопроницаемые участки карбонатного пласта. Высокопроницаемые участки перекрыты ЭР. Продавку кислотной композиции в пласт выполняют минерализованным раствором с ПАВ.
[71]5) Закрывают задвижку на НКТ и оставляют скважину для реакции кислоты с горной породой. Время выдержки зависит от концентрации соляной кислоты в композиции. Более точное время определяется лабораторными методами по растворению керна породы кислотной композицией.
[72]Осуществляют заключительные мероприятия:
[73]1) Производят свабирование скважины в количестве двух объемов ствола скважины с целью удаления продуктов реакции из пласта.
[74]2) Поднимают колонну НКТ, спускают насосное оборудование и осуществляют запуск скважины в работу.
[75]3) Для установления технологического эффекта выполняют комплекс гидродинамических и геофизических исследований, направленных на определение коэффициента продуктивности и профиля притока жидкости к скважине.
[76]Результаты осуществления способа в гидрофильных и гидрофобных коллекторах представлены в таблицах на фиг. 8 (в гидрофильных коллекторах) и фиг. 9 (в гидрофобных коллекторах). Примеры осуществления способа представлены ниже.
[78]Осуществление способа с применением ЭР прямого типа в скважине с гидрофильным коллектором.
[79]Провели анализ исходной геолого-физической информации обрабатываемого интервала ПЗП. В результате анализа определили основные геолого-физические параметры, в том числе характер смачиваемости горных пород интервала продуктивного пласта.
[80]Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
[81]- спуск колонны НКТ с воронкой или пером до искусственного забоя;
[82]- 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.
[83]Установили башмак колонны НКТ в интервал на 1-2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
[84]После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
[85]1) Произвели закачку ЭР в объеме 2,5 м3 на метр перфорированной мощности обрабатываемого интервала (м3/м) и посадку пакера в следующей последовательности:
[86]- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭР). ЭР прямого типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМ - 3, дизельное топливо - 20, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5, водный раствор хлорида натрия - 76.5, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния (30-31% масс.) в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.
[87]- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).
[88]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[89]2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0.2 т, являющуюся буферной, для предотвращения прямого контакта ЭР и кислотной композиции (вводимой следующей) в стволе скважины.
[90]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.
[91]При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭР в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
[92]4) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР + нефтяная оторочка + кислотная композиция) водным раствором хлорида кальция с ПАВ ЧАС-М (3% масс.) до башмака НКТ.
[93]5) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 4 ч для реакции кислоты с горной породой.
[94]Осуществили заключительные мероприятия:
[95]1) Произвели свабирование скважины в количестве двух объемов ствола скважины с целью удаления продуктов реакции из пласта.
[96]2) Подняли колонну НКТ, спустили насосное оборудование и осуществили запуск скважины в работу.
[97]В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 2.8 т/сут., обводненность снизилась на 12%. Продолжительность положительного эффекта составила 5,5 мес.
[99]Осуществление способа с применением ЭР прямого типа в скважине с гидрофильным коллектором.
[100]Все технологические операции по осуществлению способа производились в порядке, указанном в примере 1. Здесь и далее будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
[101]Проведение технологических операций:
[102]1) Произвели закачку ЭР в объеме 2.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[103]- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭР). ЭР прямого типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМ - 3, дизельное топливо - 22, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1, водный раствор хлорида кальция - 74, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.
[104]- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).
[105]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[106]2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0.2 т.
[107]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.
[108]В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 1.2 т/сут., обводненность снизилась на 12.8%. Продолжительность положительного эффекта составила 5.7 мес.
[110]Осуществление способа с применением ЭР прямого типа в скважине с гидрофильным коллектором.
[111]Проведение технологических операций:
[112]1) Произвели закачку ЭР в объеме 2.5 м3/м и посадку пакера строго в следующей последовательности:
[113]- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала. ЭР прямого типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМ -3.5, дизельное топливо - 25, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1.5, водный раствор хлорида натрия - 70, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.
[114]- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).
[115]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[116]2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0.2 т.
[117]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.
[118]В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 3.9 т/сут., обводненность снизилась на 10.3%. Продолжительность положительного эффекта составила 5.3 мес.
[120]Осуществление способа с применением ЭР прямого типа в скважине с гидрофильным коллектором.
[121]Проведение технологических операций:
[122]1) Произвели закачку ЭР в объеме 3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[123]- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала. ЭР прямого типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМ -4, дизельное топливо - 23, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 2, водный раствор хлорида натрия - 71, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.
[124]- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).
[125]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[126]2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0.2 т.
[127]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.
[128]В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 1.4 т/сут., обводненность снизилась на 13,2%. Продолжительность положительного эффекта составила 7 мес.
[130]Осуществление способа с применением ЭР прямого типа в скважине с гидрофильным коллектором.
[131]Проведение технологических операций:
[132]1) Произвели закачку ЭР в объеме 3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[133]- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала. ЭР прямого типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМ -4, дизельное топливо - 24, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 2.5, водный раствор хлорида кальция - 69.5, где раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.
[134]- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).
[135]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[136]2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0.2 т.
[137]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.
[138]В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 2.1 т/сут., обводненность снизилась на 13.4%. Продолжительность положительного эффекта составила 7.5 мес.
[140]Осуществление способа с применением ЭР прямого типа в скважине с гидрофильным коллектором.
[141]Проведение технологических операций:
[142]1) Произвели закачку ЭР в объеме 3 м3/м и посадку пакера строго в следующей последовательности:
[143]- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала. ЭР прямого типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМИ - 5, нефть - 22, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 3, водный раствор хлорида кальция - 70, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.
[144]- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).
[145]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[146]2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0,2 т.
[147]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.
[148]В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 2.3 т/сут., обводненность снизилась на 12.6%. Продолжительность положительного эффекта составила 6 мес.
[150]Осуществление способа с применением ЭР прямого типа в скважине с гидрофильным коллектором.
[151]Проведение технологических операций:
[152]1) Произвели закачку ЭР в объеме 3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[153]- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала. ЭР прямого типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМ -5, нефть - 25, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 3, водный раствор хлорида кальция - 67, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.
[154]- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).
[155]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[156]2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0,2 т.
[157]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.
[158]В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 3.8 т/сут., обводненность снизилась на 14%. Продолжительность положительного эффекта составила 6.8 мес.
[160]Осуществление способа с применением ЭР обратного типа в скважине с гидрофобным коллектором.
[161]Проведение технологических операций:
[162]1) Произвели закачку ЭР в объеме 3.5 м3/м и посадку пакера строго в следующей последовательности:
[163]- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала. ЭР обратного типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМИ - 3, нефть - 40, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1, водный раствор хлорида кальция - 56, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.
[164]- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).
[165]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[166]2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0.2 т.
[167]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.
[168]В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 6.7 т/сут., обводненность снизилась на 12.7%. Продолжительность положительного эффекта составила 7 мес.
[170]Осуществление способа с применением ЭР обратного типа в скважине с гидрофобным коллектором.
[171]Проведение технологических операций:
[172]1) Произвели закачку ЭР в объеме 3.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[173]- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала. ЭР обратного типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМИ - 3.5, нефть - 42, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1.5, водный раствор хлорида кальция - 53, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.
[174]- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).
[175]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[176]2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0.2 т.
[177]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.
[178]В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 6,1 т/сут., обводненность снизилась на 14.3%. Продолжительность положительного эффекта составила 7.5 мес.
[180]Осуществление способа с применением ЭР обратного типа в скважине с гидрофобным коллектором.
[181]Проведение технологических операций:
[182]1) Произвели закачку ЭР в объеме 3.5 м3/м и посадку пакера строго в следующей последовательности:
[183]- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала. ЭР обратного типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМ - 4.5, дизельное топливо - 43, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 2.5, водный раствор хлорида кальция - 50, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.
[184]- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).
[185]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[186]2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0.2 т.
[187]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.
[188]В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 9.7 т/сут., обводненность снизилась на 12.5%. Продолжительность положительного эффекта составила 9 мес.
[190]Осуществление способа с применением ЭР обратного типа в скважине с гидрофобным коллектором.
[191]Проведение технологических операций:
[192]1) Произвели закачку ЭР в объеме 3.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[193]- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала. ЭР обратного типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМ - 4, дизельное топливо - 43, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 2.5, водный раствор хлорида кальция - 50.5, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.
[194]- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).
[195]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[196]2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0.2 т.
[197]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2.5 м /м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.
[198]В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 9.4 т/сут., обводненность снизилась на 15%. Продолжительность положительного эффекта составила 9.6 мес.
[200]Осуществление способа с применением ЭР обратного типа в скважине с гидрофобным коллектором.
[201]Проведение технологических операций:
[202]1) Произвели закачку ЭР в объеме 4 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
[203]- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала. ЭР обратного типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМ - 5, дизельное топливо - 45, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 3, водный раствор хлорида кальция - 47, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.
[204]- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).
[205]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[206]2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0.2 т.
[207]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.
[208]В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 11 т/сут., обводненность снизилась на 12.2%. Продолжительность положительного эффекта составила 10 мес.
[210]Осуществление способа с применением ЭР обратного типа в скважине с гидрофобным коллектором.
[211]Проведение технологических операций:
[212]1) Произвели закачку ЭР в объеме 4 м3/м и посадку пакера строго в следующей последовательности:
[213]- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала. ЭР обратного типа содержит, % масс.: эмульгатор Синол ЭМ - 5, дизельное топливо - 45, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 2.5, водный раствор хлорида кальция - 47.5, где раствор наночастиц двуокиси кремния содержит, % масс.: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59.5, вода - остальное.
[214]- Произвели посадку пакера (5 м выше верхних перфорационных отверстий).
[215]- Продолжили закачку оставшегося объема ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
[216]2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку в объеме 0.2 т.
[217]3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) кислотной композицией в объеме в объеме 2.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% масс.): 15%-ная соляная кислота - 80%, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 3, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное.
[218]В результате обработки дебит скважины по нефти увеличился на 15.3 т/сут., обводненность снизилась на 11.4%. Продолжительность положительного эффекта составила 9.8 мес.
[219]Таким образом, изобретение обеспечивает повышение стабильности ЭР, применяемого для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности проведения геолого-технических мероприятий на скважинах за счет избирательного блокирования водоносных интервалов пласта.
