RU2670808C9 - Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) - Google Patents
Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2670808C9 RU2670808C9 RU2017126170A RU2017126170A RU2670808C9 RU 2670808 C9 RU2670808 C9 RU 2670808C9 RU 2017126170 A RU2017126170 A RU 2017126170A RU 2017126170 A RU2017126170 A RU 2017126170A RU 2670808 C9 RU2670808 C9 RU 2670808C9
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- composition
- water
- emulsion
- vol
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 74
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 title abstract description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 143
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 107
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 81
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 74
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 68
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 60
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 60
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 57
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 57
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 57
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 52
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 52
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 48
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims abstract description 35
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 33
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims abstract description 33
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 32
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 30
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 24
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 19
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 19
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 9
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 8
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 44
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 29
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 claims description 29
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 24
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 22
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 12
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 12
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 9
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 9
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 claims description 7
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 9
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 8
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 abstract description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 4
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 abstract 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 31
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 26
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 26
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 22
- 108091006146 Channels Proteins 0.000 description 20
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 17
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 16
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 15
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 11
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 11
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 11
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 9
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 5
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 2
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 2
- 102000010637 Aquaporins Human genes 0.000 description 1
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 159000000011 group IA salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005184 irreversible process Methods 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 125000001160 methoxycarbonyl group Chemical group [H]C([H])([H])OC(*)=O 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 239000000041 non-steroidal anti-inflammatory agent Substances 0.000 description 1
- 229940021182 non-steroidal anti-inflammatory drug Drugs 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 150000003961 organosilicon compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000005063 solubilization Methods 0.000 description 1
- 230000007928 solubilization Effects 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/502—Oil-based compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/82—Oil-based compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/845—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям воздействия на нефтегазоносные пласты с целью увеличения коэффициента извлечения нефти. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов и повышение эффективности разработки нефтегазовых месторождений. В способе увеличения нефтеотдачи пластов, включающем последовательные этапы обработки пластов: закачку обратной эмульсии объемом 3-5 м3/м с последующей продавкой кислотным составом объемом 2-3 м3/м, закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м3/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления, где в качестве обратной эмульсии используют композицию состава, % об.: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор - 1.5-3, техническая вода - остальное, в качестве кислотного состава для карбонатных пластов используют солянокислотный состав, содержащий, % об.: 30%-ную соляную кислоту - 50-63, уксусную кислоту - 1-3, диэтиленгликоль - 6-12, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное, в качестве кислотного состава для терригенных пластов используют глинокислотный состав, содержащий, % об.: 30%-ную соляную кислоту - 48-60, плавиковую кислоту - 1-4, диэтиленгликоль - 6-12, уксусную кислоту - 1-3, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное, в качестве высокостабильной прямой эмульсии используют композицию состава, % об.: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 1-2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 9 до 100 нанометров - 0.5-1.5, техническая вода - остальное. По другому варианту в способе увеличения нефтеотдачи пластов, включающем последовательные этапы обработки пластов: закачку обратной эмульсии объемом 3-5 м3/м с последующей продавкой неионогенным поверхностно-активным веществом, в качестве которого используют композиционную смесь Неонол БС-1 объемом 2-3 м3/м, закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м3/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления, где в качестве обратной эмульсии используют композицию состава, % об.: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор - 1.5-3, техническая вода - остальное, в качестве высокостабильной прямой эмульсии используют композицию состава, % об.: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 1-2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 9 до 100 нанометров - 0.5-1.5, техническая вода - остальное. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 8 ил., 8 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям воздействия на нефтегазоносные пласты с целью увеличения коэффициента извлечения нефти.
Ухудшение геолого-физических условий разработки нефтегазовых месторождений и необходимость поддержания объемов добычи нефти на максимальных уровнях приводят к внедрению интенсивных систем разработки с применением поддержания пластового давления закачкой воды в пласты. При интенсивной системе выработки запасов нефти недропользователи сталкиваются с проблемой прорыва вытесняющего нефть агента по более проницаемым интервалам пластов, что приводит к резкому обводнению добывающего фонда скважин и снижению экономической эффективности эксплуатации высокообводненных скважин.
Все нефтегазоносные пласты характеризуются различной степенью изменения параметров микро- и макронеоднородностей по площади и объему залежи. Геолого-физическая микронеоднородность нефтегазоносных пластов является основной характеристикой фильтрационно-емкостных свойств горных пород, а макронеоднородность - одним из основных осложняющих факторов при применении систем разработки нефтегазоносных объектов. Естественная геолого-физическая неоднородность нефтегазоносных объектов приводит к неравномерному распределению нефтевытесняющих агентов, закачиваемых в пласт. В результате основные объемы агентов, закачиваемых в пласт, поглощаются интервалами пластов с наиболее высокими фильтрационно-емкостными характеристиками.
К увеличению естественной неоднородности фильтрационно-емкостных свойств горных пород приводит внедрение способов интенсификации добычи нефти. Одним из способов интенсификации добычи нефти, наиболее значительно влияющих на фильтрационно-емкостные характеристики пластов, является способ гидравлического разрыва пласта. Гидравлический разрыв пласта приводит к увеличению проницаемости естественных трещин пласта, а в некоторых случаях к созданию новой системы высокопроницаемых трещин. Таким образом, в большинстве случаев гидравлический разрыв пласта приводит к непродолжительной интенсификации добычи нефти и ускорению процессов обводнения нефтегазоносных пластов.
Наиболее широко применяемым агентом для вытеснения нефти из нефтегазонасыщенных пластов является вода. Одной из основных причин прорыва воды к добывающим скважинам является различие в подвижности пластовых флюидов и закачиваемого с поверхности вытесняющего агента - воды. Как в поверхностных, так и в пластовых условиях вода движется в сторону меньшего сопротивления, т.е. в случае подземного пласта по интервалам с наиболее высокими фильтрационно-емкостными характеристиками. Таким образом, вода неравномерно распределяется по толщинам нефтенасыщенных пластов и вовлекает в процессы фильтрации лишь малую часть нефтенасыщенных интервалов. Также вода является жидкостью с низкой способностью отмыва нефти, что объясняется ее полярностью. При фильтрации воды в нефтенасыщенных интервалах пластов извлекается лишь малая часть запасов нефти, т.к. ввиду разной полярности воды и углеводородов часть запасов нефти остается неизвлеченной в виде пленок, которые обволакивают стенки каналов фильтрации. В таких условиях конечный коэффициент извлечения нефти не превышает 20%.
В связи с этим специалистами отрасли разработаны способы увеличения нефтеотдачи пластов. Основной задачей этих способов является воздействие на нефтегазоносные пласты для увеличения охвата пластов воздействием и выравнивания фронта вытеснения нефти к добывающим скважинам. Целью способов является увеличение коэффициента извлечения нефти. Основная задача способов решается посредством закачки в пласты нефтевытесняющего агента с пониженной подвижностью.
Снижение подвижности нефтевытесняющих агентов приводит к более равномерному их распределению по площади и объему пласта. Более равномерное распределение нефтевытесняющих агентов по площади и объему пласта приводит к перераспределению фильтрационных потоков и увеличению охвата пластов воздействием посредством вовлечения в процессы фильтрации менее проницаемых интервалов пластов.
В настоящее время наиболее широко применяемым способом увеличения нефтеотдачи пластов является полимерное заводнение. Опыт разработки нефтегазовых месторождений показывает, что способы увеличения нефтеотдачи пластов на основе водных растворов полимеров недостаточно эффективны при наличии в пластах высоко- и среднепроницаемых трещин. Применяемые в промышленности полимерные составы основаны на поочередной закачке в пласт низкоконцентрированного водного раствора полимера и агента сшивателя. Учитывая тот факт, что при создании репрессии на пласт подвижность полимерных растворов на основе воды не обеспечивает достаточное сопротивление движению данной пачки в высоко- и среднепроницаемых трещинах, водный полимерный раствор также, как и вода, полностью поглощается наиболее проницаемыми интервалами пластов, не успев вступить в реакцию со сшивателем, закачиваемым следом.
Основным преимуществом применения полимерного заводнения является наличие вязкоупругих свойств у структурированной полимерной пачки. Вязкоупругие свойства полимерной пачки позволяют сдерживать закачиваемую в пласт воду на больших площадях, снижая риск прорыва воды. К основным недостаткам относятся: низкая экологичность полимерных композиций, многокомпонентность и неселективность, которая приводит к необратимой кольматации каналов фильтрации в пластовых системах.
Кроме этого, применение водных растворов полимеров и осадкообразующих составов не позволяет регулировать смачиваемость фильтрационных каналов пласта. Смачиваемость поверхности горных пород (характеризуется краевым углом избирательного смачивания, порода может быть преимущественно гидрофильной или гидрофобной) в пластовых условиях при движении жидкости по узким капиллярным каналам является одним из основных параметров, влияющих на способность горных пород фильтровать жидкости и газы.
Из уровня техники известен способ увеличения нефтеотдачи пластов, включающий следующие последовательные этапы обработки пластов: закачку множественной микроэмульсии на основе анионоактивных веществ с последующей продавкой водой, и закачку множественной микроэмульсии на основе солестойких ПАВ или обратной эмульсии или прямой эмульсии (а.с. СССР на изобретение №1624132, МПК Е21В 43/22, опубликовано 30.01.1991). В известном способе для блокирования водонасыщенных интервалов пласта применяются щелочные соли органических кислот (R-COOMe+), т.е. принцип блокирования основан на осадкообразовании за счет выпадения хлопьевидных твердых частиц солей. Образование твердых частиц солей является необратимым процессом и их применение в методах воздействия на всю площадь пласта приводит к необратимой кольматации поровых каналов и нарушению системы фильтрации пластовых флюидов, что является недостатком известного способа.
Кроме того, из уровня техники известна композиция для повышения нефтеотдачи пласта, включающая анионное поверхностно-активное вещество (АПАВ) и неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), где в качестве АПАВ она содержит нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 330 до 580, а в качестве НПАВ -оксиэтилированные алкил фенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16, и дополнительно содержит растворитель (патент РФ №2065946, МПК Е21В 43/22, Е21В 33/138, опубликован 27.08.1996). В известном решении решена задача повышения стабильности композиции ПАВ для ее применения в высокотемпературных пластах с высокой минерализацией пластовых вод. Целью композиции является повышение нефтевытеснения за счет доотмыва нефти с помощью ПАВ, а не выравнивание фронта вытеснения нефти. В связи с этим, недостатком композиции является невозможность блокирования высокопроницаемых интервалов пласта и невозможность создания нефтевытесняющей пачки, что приводит к низкому охвату пласта воздействием.
Также из уровня техники известен способ регулирования процесса разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов, заключающийся в последовательно чередующейся закачке оторочек изолирующего состава в добывающую и/или нагнетательную скважины, при этом в качестве растворителя используют СФПК с концентрацией 5-20 мас. %, в качестве изолирующего состава используют тампонажные составы на основе кремнийорганических соединений или прямые и обратные эмульсионные растворы или др. (патент РФ на изобретение №2257463, МПК Е21В 43/22, опубликован 27.07.2005). В известном решении предусмотрены этапы блокировки высокопроницаемых интервалов пласта за счет применения изолирующего состава и последующего доотмыва пленочной нефти за счет закачки водных растворов щелочей и растворителя. Недостатком известного способа является отсутствие нефтевытесняющей пачки, которая обеспечивает повышение коэффициента охвата пласта воздействием и выравнивание фронта вытеснения нефти рабочей жидкостью.
Для решения указанных проблем разработки нефтегазовых месторождений предлагается способ увеличения нефтеотдачи пластов, основанный на поэтапной обработке пластов эмульсионными системами и нефтеотмывающими агентами.
Сущность изобретения заключается в том, что согласно первому варианту способ увеличения нефтеотдачи пластов включает следующие последовательные этапы обработки пластов: закачку обратной эмульсии объемом 3-5 м3/м перфорированной мощности пласта (м3/м) с последующей продавкой кислотным составом объемом 2-3 м3/м, закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м3/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления. При этом в качестве обратной эмульсии можно использовать композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор - 1.5-3, техническая вода - остальное. В качестве технической воды можно использовать раствор хлорида кальция или раствор хлорида калия. Для карбонатных пластов в качестве кислотного состава для продавки используют солянокислотный состав, содержащий, в частности, 30%-ную соляную кислоту, уксусную кислоту, диэтиленгликоль, ингибитор коррозии и техническую воду. Конкретнее, солянокислотный состав может содержать, % об.: 30%-ную соляную кислоту - 50-63, уксусную кислоту - 1-3, диэтиленгликоль - 6-12, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное. Для терригенных пластов в качестве кислотного состава для продавки используют глинокислотный состав, содержащий, в частности, 30%-ную соляную кислоту, плавиковую кислоту, диэтиленгликоль, уксусную кислоту, ингибитор коррозии, техническую воду. Конкретнее, глинокислотный состав может содержать, % об.: 30%-ную соляную кислоту - 48-60, плавиковую кислоту - 1-4, диэтиленгликоль - 6-12, уксусную кислоту - 1-3, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное. В качестве прямой эмульсии можно использовать композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 1-2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 9 до 100 нанометров - 0.5-1.5, техническую воду - остальное.
Кроме того, согласно второму варианту, способ увеличения нефтеотдачи пластов включает следующие последовательные этапы обработки пластов: закачку обратной эмульсии объемом 3-5 м3/м с последующей продавкой неионогенным поверхностно-активным веществом, в качестве которого используют композиционную смесь Неонол БС-1 объемом 2-3 м3/м, закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м3/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления. При этом в качестве обратной эмульсии можно использовать композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор - 1.5-3, техническая вода - остальное. В качестве технической воды можно использовать раствор хлорида кальция или раствор хлорида калия. В качестве прямой эмульсии можно использовать композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 1-2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 9 до 100 нанометров - 0.5-1.5, техническую воду - остальное.
Техническим результатом изобретения является увеличение нефтеотдачи пластов и повышение эффективности разработки нефтегазовых месторождений за счет увеличения охвата пласта воздействием, доотмыва нефти и выравнивания фронта вытеснения нефти.
Процессы фильтрации и вытеснения флюидов из пористой среды определяются явлениями, происходящими как на границах раздела между технологическими жидкостями, нефтью, водой, газом, так и на контакте технологических жидкостей и флюидов с горной породой. В связи с этим, предлагаемый способ увеличения нефтеотдачи пластов разработан на основе физико-химических свойств технологических жидкостей, закачиваемых в нефтегазоносные пласты, изменять и эффективно регулировать поверхностно-молекулярные свойства пластовых систем.
Для обеспечения наиболее полного охвата пластов воздействием по площади и объему в предлагаемом способе предусмотрены три этапа обработки со следующими целями:
1 этап - изменение смачиваемости и блокировка наиболее проницаемых, промытых водой интервалов пластов обратной эмульсией - эмульсионной системой типа «вода в нефти».
Как правило, промытые водой интервалы пласта являются гидрофильными, что создает дополнительное сопротивление продвижению обратной эмульсии по более проницаемым каналам и снижает риск поглощения обратной эмульсии промытыми водой каналами фильтрации. Также, при продвижении обратной эмульсии (дисперсионная среда -углеводороды) по каналу фильтрации происходит изменение краевого угла смачивания горной породы.
2 этап - продавка обратной эмульсии и увеличение фильтрационных параметров менее проницаемых интервалов пластов активной композицией.
Изменение краевого угла смачиваемости горных пород в результате закачки обратной эмульсии на первом этапе обработки приводит к дополнительному сопротивлению для движения по этим каналам активной композиции на водной основе (кислотные композиции или композиции с поверхностно-активным веществом - ПАВ) таким образом, активная композиция будет фильтроваться в менее проницаемые интервалы пласта.
Активные композиции позволяют увеличить фильтрационные параметры менее проницаемых интервалов пластов, обеспечивая перераспределение потоков жидкостей, поступающих в призабойную зону пласта (ПЗП). В случае применения кислотных композиций в качестве активной композиции происходит частичное растворение ряда кольматантов и минералов, составляющих горную породу пласта. В случае применения композиций с ПАВ в качестве активной композиции происходит преимущественно доотмыв адсорбционных слоев со стенок поровых каналов.
Наличие адсорбционных слоев способствует интенсивному отложению асфальтосмолопарафинистых веществ в поровых каналах, что приводит к снижению фильтрационных параметров горных пород. Отрицательное влияние отложений на проницаемость горных пород увеличивается в пластах с низкой проницаемостью и высоким содержанием высокомолекулярных соединений в составе пластовой нефти. Отрицательное действие отложений на проницаемость горных пород связано с тем, что при интенсивном отложении асфальтосмолопарафинистых веществ на адсорбционных слоях сужается проходное сечение поровых каналов. В некоторых случаях это приводит к полной блокировке каналов и затуханию процессов фильтрации флюидов в пластовых условиях.
3 этап - закачка пачки высокостабильной эмульсии прямого типа - эмульсионной системы типа «нефть в воде», с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 9 до 100 нанометров. Высокостабильная прямая эмульсия является пачкой, сдерживающей фронт вытеснения нефти от прорыва вытесняющего агента.
При движении эмульсионных систем в пористой среде их эффективная вязкость зависит от объемного водосодержания в системе и скорости фильтрации эмульсии в пористой среде, увеличиваясь с уменьшением скорости фильтрации и ростом объемного водосодержания. Это приводит к тому, что при движении в неоднородном по разрезу пласте происходит саморегулирование скорости фильтрации и выравнивание как профиля закачки в ПЗП, так и фронта вытеснения нефти.
Полярность дисперсионной среды высокостабильной прямой эмульсии обеспечивает:
- фильтрацию эмульсионной системы в преимущественно гидрофильные менее проницаемые интервалы пластов;
- изменение фазовой проницаемости менее проницаемых нефтенасыщенных каналов фильтрации;
- доотмыв остаточной нефти в результате солюбилизации взвешенных в эмульсии глобул углеводородов и четок углеводородов в нефтенасыщенных каналах фильтрации;
- пачку, сдерживающую прорыв воды по стимулированным активной композицией фильтрационным каналам.
Опыт применения классических обратных эмульсий в качестве блокирующих пачек показывает, что граничная стабильность обратной эмульсии в пластовых условиях находится в интервале 4…6 мес., т.е. высокопроницаемые промытые каналы фильтрации, заблокированные пачкой первого этапа обработки (обратной эмульсией), будут ограниченно вовлечены в процесс вытеснения в течение этого периода времени. Этот временной интервал обеспечит достаточное удаление от ПЗП пачки третьего этапа (высокостабильная прямая эмульсия), которая формирует фронт вытеснения нефти. Фронт вытеснения нефти в данный период образовывается за счет фильтрации вытесняющего агента по менее проницаемым нефтенасыщенным интервалам пластов. В ходе фильтрации некоторый объем остаточной нефти, вытесненной из менее проницаемых интервалов, мигрирует в более проницаемые каналы фильтрации, которые активно работали до обработки. Следовательно, по истечению 4…6 мес. постепенное подключение в процесс вытеснения нефти интервалов пластов, которые были активно вовлечены в процессы фильтрации до блокировки обратной эмульсией (пачка первого этапа обработки), увеличит охват пластов воздействием по площади и объему.
Разница в проницаемости различных каналов фильтрации при общем перепаде давления в ПЗП приводит к тому, что в интервалах с большей проницаемостью скорость фильтрации выше и, следовательно, фронт движения вытесняющего агента (воды) по более проницаемым интервалам пластов догонит фронт вытеснения нефти, который был сформирован за счет движения пачки высокостабильной прямой эмульсии по менее проницаемым интервалам пластов. Эти явления обеспечивают выравнивание фронта вытеснения нефти на подходе к добывающим скважинам.
Явления происходящие на границах раздела фаз, проявляющиеся как на границах раздела между нефтью, водой и газом, так и на контакте пластовых флюидов с горной породой в значительной степени влияют на процессы фильтрации флюидов в пористой среде. Также существенное влияние оказывают капиллярные явления. В гидрофильной пористой среде вследствие микронеоднородности пористой среды на границе водонефтяного контакта капиллярные силы оказываются больше в поровых каналах меньшего размера. В результате по мелким поровым каналам вода продвигается в нефтенасыщенную часть, а нефть по крупным порам оттесняется частично в водонасыщенную область. Вследствие этого граница раздела приобретает изрезанный, фрактальный вид.
При вытеснении нефти из преимущественно трещиноватых пластов под действием перепада давления вода быстро прорывается по высокопроницаемым трещинам к добывающим скважинам. После этого происходит медленное капиллярное впитывание (пропитка) воды в нефтенасыщенные блоки и вытеснение из них нефти. Это способствует доизвлечению нефти и увеличению нефтеотдачи пласта.
В неоднородных пластах при больших скоростях вытеснения вода не успевает под действием капиллярных сил вытеснять нефть из низкопроницаемых участков пласта. В связи с этим за фронтом вытеснения остаются целики нефти. Поэтому нефтеотдача с ростом скорости вытеснения будет снижаться как в гидрофобных, так и в гидрофильных неоднородных пластах. Таким образом, в зависимости от тех или иных сочетаний геолого-физических условий пластовой системы, поверхностные явления оказывают значительное влияние на нефтеотдачу пластов.
Основная характеристика процесса вытеснения нефти из пористой среды - степень вытеснения, которая напрямую определяет нефтеотдачу пластов. Полнота вытеснения обуславливается гидродинамическими факторами, свойствами жидкостей и геолого-физическими свойствами пластовой системы. Степень вытеснения характеризуется устойчивостью фронта вытеснения одной жидкости другой и остаточной насыщенностью горных пород вытесняемой жидкостью за фронтом вытеснения. Остаточная насыщенность за фронтом вытеснения определяется фазовой проницаемостью и соответствует тому значению, при котором фаза теряет подвижность. Эта величина может регулироваться изменением смачиваемости горных пород вытесняющей жидкостью за счет добавок поверхностно-активных веществ.
Для определения стабильностей обратной эмульсии и модифицированной наночастицами прямой эмульсии проведены сравнительные эксперименты по измерению агрегативной устойчивости эмульсий.
Агрегативная устойчивость это способность эмульсий сохранять степень дисперсности внутренней фазы.
Оценку проводили по показателю электростабильности - значений электрического напряжения, соответствующего моменту разрушения эмульсии, заключенной между электродами измерительной ячейки прибора.
Эксперименты проводились на приборе марки FANN при комнатной температуре (20°С). Плотность дисперсионной среды (водный раствор хлорида калия) прямой эмульсии -1120 кг/м3.
В результате сравнительных экспериментов определено, что наличие в составе эмульсии коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния увеличивает стабильность эмульсии. Оптимальная концентрация коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния в составе эмульсии находится в интервале 0,5-1.5% об. Результаты экспериментов представлены на фиг. 1-4.
Для проведения технологических операций по предлагаемому способу необходимы спецтехника и оборудование, представленные ниже.
Способ увеличения нефтеотдачи пластов основан на последовательной закачке через нагнетательные скважины или блочную кустовую насосную станцию (БКНС) в пласт оторочек эмульсионных систем и активных композиций, каждая из которых выполняет определенную задачу в контексте общей цели достижения максимально селективного блокирующего и стимулирующего воздействия в различных интервалах пласта.
Приготовление эмульсионных систем рекомендуется производить на лопастных мешалках при скорости вращения вала 1200-1500 об./мин или на коллоидных мельницах растворного узла (при его наличии на промысле). Допускается применение установки приготовления химических реагентов с насосом-дозатором и емкостью "УСИД" в комплекте с блоком напорно-силового насоса СИН-44.02. Технические характеристики установки представлены на фиг. 5.
Установка "УСИД" позволяет приготовить растворы из жидких (до 5-и наименований) и порошкообразных химреагентов. В зависимости от технологии производить дозирование химреагентов через эжектор в основную емкость, смешивание и подачу в насосный агрегат, обвязываемый приемом дозировочного насоса с емкостью, предназначенной для данного вида реагента. Установка состоит из: расходомера, эжектора с воронкой (для ввода хим. реагентов), активатора, емкости, электродвигателей, валов со шнеками, уровнемера, электромонтажного блока управления, пробоотборника и манометра.
При осуществлении технологического процесса закачки применяются стандартные спецтехника и оборудование, применяемое при капитальном ремонте скважин. В частности, рукава высокого давления резиновые с металлической оплеткой и концевой присоединительной арматурой, предназначенные для гидросистем различных машин и оборудования. На фиг. 6 представлены технические характеристики и условия эксплуатации рукавов высокого давления. На фиг. 7 представлен примерный перечень спецтехники и ее назначение. Количество единиц оборудования и спецтехники может отличаться в зависимости от объема закачиваемых составов.
Техническое состояние оборудования должно обеспечивать возможность контроля технологических процессов. В точках контроля должны быть врезаны исправные пробоотборники. Расстояние между шнеком дозатора агентов и приемной воронкой эжектора должно позволять подставлять и наполнять емкость, соответствующую минутному расходу агента.
Следует отметить, что линии нагнетания обеспечиваются обратным клапаном, стравливающим клапаном. Линия водоснабжения обеспечивается редуцирующей задвижкой. Эжектирующее устройство должно быть исправным, проходить очистку и проверку после каждой операции, и оснащено резиновым шлангом.
Закачка эмульсионных систем и активной композиции в пласт может осуществляться по одному из двух вариантов:
- через нагнетательную скважину;
- через БКНС.
При закачке пачек через нагнетательную скважину в качестве активной композиции применяют кислотный состав. В данном случае обработка производится индивидуально по каждой отдельной скважине посредством технологического подсоединения линий (рукавов высокого давления) насосных агрегатов к устьевой арматуре нагнетательной скважины.
А именно, для осуществления способа согласно первому варианту производят закачку обратной эмульсии объемом 3-5 м3/м с последующей продавкой кислотным составом объемом 2-3 м3/м, а затем закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м3/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления. При этом в качестве обратной эмульсии можно использовать композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор - 1.5-3, техническая вода - остальное. В качестве технической воды можно использовать раствор хлорида кальция или раствор хлорида калия. Для карбонатных пластов в качестве кислотного состава для продавки используют солянокислотный состав, содержащий, в частности, 30%-ную соляную кислоту, уксусную кислоту, диэтиленгликоль, ингибитор коррозии и техническую воду. Конкретнее, солянокислотный состав может содержать, % об.: 30%-ную соляную кислоту - 50-63, уксусную кислоту - 1-3, диэтиленгликоль - 6-12, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное. Для терригенных пластов в качестве кислотного состава для продавки используют глинокислотный состав, содержащий, в частности, 30%-ную соляную кислоту, плавиковую кислоту, диэтиленгликоль, уксусную кислоту, ингибитор коррозии, техническую воду. Конкретнее, глинокислотный состав может содержать, % об.: 30%-ную соляную кислоту - 48-60, плавиковую кислоту - 1-4, диэтиленгликоль - 6-12, уксусную кислоту - 1-3, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное. В качестве прямой эмульсии можно использовать композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 1-2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния размером от 9 до 100 нанометров - 0,5-1.5, техническую воду - остальное.
При закачке пачек через БКНС в качестве активной композиции применяют композицию ПАВ. В данном случае производится обработка группы скважин, которые подсоединены к линии БКНС. Применение кислотных составов при закачке рабочих пачек через БКНС запрещено ввиду низкой защиты линий БКНС от коррозийной агрессивности кислотных составов.
А именно, для осуществления способа согласно второму варианту производят закачку обратной эмульсии объемом 3-5 м3/м с последующей продавкой неионогенным поверхностно-активным веществом (НПАВ), в качестве которого используют композиционную смесь Неонол БС-1 объемом 2-3 м3/м, и закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м3/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления. Неонол БС-1 (ТУ 2483-005-48482528-99) представляет собой композиционную смесь НПАВ, полигликоля и воды, и предназначен для использования в процессах интенсификации нефтедобычи для обработки призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин, а также как улучшающая добавка в сшитые полимерные составы, применяемые для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин и снижения обводненности на участке воздействия. В качестве обратной эмульсии можно использовать композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор - 1.5-3, техническая вода - остальное. В качестве технической воды можно использовать раствор хлорида кальция или раствор хлорида калия. В качестве прямой эмульсии можно использовать композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 1-2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния размером от 9 до 100 нанометров - 0.5-1.5, техническую воду - остальное.
Для выбора скважин и определения технологических параметров закачки эмульсионных систем производится следующий комплекс промыслово-исследовательских работ:
- анализ геолого-промысловых данных по скважинам и определение характера обводнения скважин;
- отбор проб жидкости для определения обводненности добываемой продукции и типа воды, поступающей в скважину;
- определение реагирующих добывающих скважин для оценки эффективности применения технологии;
- исследование герметичности эксплуатационной колонны;
- оценка состояния цементного кольца в интервале продуктивных пластов;
- определение приемистости скважины и профиля приемистости перфорированной мощности пласта;
- снятие кривых восстановления давления и индикаторных кривых.
Конкретный объем исследований определяется для каждой скважины индивидуальным планом работ.
Ниже приведены примеры осуществления способа по первому и второму вариантам.
Пример 1.
Обработка нагнетательной скважины в карбонатном пласте. Приемистость до обработки - 267 м3/сут. Мощность перфорированного интервала, подлежащего обработке - 20 м.
Произвели расстановку и обвязку оборудования согласно типовой схемы. Закачку рабочих жидкостей производили последовательно в три этапа. Время выдержки не предусматривали. На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, % об.: дизельное топливо - 25%, эмульгатор - 1.5%, водный раствор хлорида калия - остальное, в объеме 3.6 м3/м. На втором этапе произвели закачку кислотного (солянокислотного) состава, % об.: 30-ти процентная соляная кислота - 57, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 1.5, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное, в объеме 3 м3/м. На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, % об.: дизельное топливо - 10%, эмульгатор - 1%, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0,5%, техническая вода - остальное, в объеме 4,2 м3/м. Далее скважина была запущена в работу.
По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 1,2 тыс.т на скважину. На момент оценки эффект продолжался.
Пример 2.
Обработка нагнетательной скважины в карбонатном пласте. Приемистость до обработки - 310 м3/сут. Мощность перфорированного интервала, подлежащего обработке - 38 м.
Произвели расстановку и обвязку оборудования согласно типовой схемы. Закачку рабочих жидкостей производили последовательно в три этапа. Время выдержки не предусматривали. На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, % об.: дизельное топливо - 27%, эмульгатор - 1.5%, водный раствор хлорида калия - остальное, в объеме 4.3 м3/м. На втором этапе произвели закачку кислотного (солянокислотного) состава, % об.: 30-ти процентная соляная кислота - 57, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 1.5, ингибитор коррозии - 1,5, техническая вода - остальное, в объеме 2.5 м3/м. На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, % об.: дизельное топливо - 15%, эмульгатор - 1.5%, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1.5%, техническая вода - остальное, в объеме 5.6 м3/м. Далее скважина была запущена в работу.
По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 1.43 тыс.т на скважину. На момент оценки эффект продолжался.
Пример 3.
Обработка нагнетательной скважины в карбонатном пласте. Приемистость до обработки - 169 м3/сут. Мощность перфорированного интервала, подлежащего обработке - 18 м.
Произвели расстановку и обвязку оборудования согласно типовой схемы. Закачку рабочих жидкостей производили последовательно в три этапа. Время выдержки не предусматривали. На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, % об.: дизельное топливо - 30%, эмульгатор - 2%, водный раствор хлорида калия -остальное, в объеме 3 м3/м. На втором этапе произвели закачку кислотного (солянокислотного) состава, % об.: 30-ти процентная соляная кислота - 50, диэтиленгликоль - 6, уксусная кислота - 2, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное, в объеме 2 м3/м. На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, % об.: дизельное топливо - 17%, эмульгатор - 2%, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1%, техническая вода - остальное, в объеме 3,4 м3/м. Далее скважина была запущена в работу.
По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 1,04 тыс.т на скважину. На момент оценки эффект продолжался.
Пример 4.
Обработка нагнетательной скважины в карбонатном пласте. Приемистость до обработки - 390 м3/сут. Мощность перфорированного интервала, подлежащего обработке - 41 м.
Произвели расстановку и обвязку оборудования согласно типовой схемы. Закачку рабочих жидкостей производили последовательно в три этапа. Время выдержки не предусматривали. На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, % об.: дизельное топливо - 35%, эмульгатор - 3%, водный раствор хлорида калия - остальное, в объеме 5 м3/м. На втором этапе произвели закачку кислотного (солянокислотного) состава, % об.: 30-ти процентная соляная кислота - 60, диэтиленгликоль - 10, уксусная кислота - 3, ингибитор коррозии - 2, техническая вода - остальное, в объеме 2,5 м3/м. На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, % об.: дизельное топливо - 20%, эмульгатор - 2.5%, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния SiO2 - 1.5%, техническая вода - остальное, в объеме 6,2 м3/м. Далее скважина была запущена в работу.
По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 1,58 тыс.т на скважину. На момент оценки эффект продолжался.
Пример 5.
Обработка нагнетательной скважины в терригенном пласте. Приемистость до обработки - 177 м3/сут. Мощность перфорированного интервала, подлежащего обработке - 33 м.
Произвели расстановку и обвязку оборудования согласно типовой схемы. Закачку рабочих жидкостей производили последовательно в три этапа. Время выдержки не предусматривали. На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 32%, эмульгатор - 3%, водный раствор хлорида кальция - остальное, в объеме 3 м3/м. На втором этапе произвели закачку кислотного (глинокислотного) состава, % об.: 30-ти процентная соляная кислота - 48, плавиковая кислота - 2, диэтиленгликоль - 6, уксусная кислота - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное, в объеме 2.4 м3/м. На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20%, эмульгатор - 2.5%, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1.5%, техническая вода - остальное, в объеме 3 м3/м. Далее скважина была запущена в работу.
По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 0,92 тыс.т на скважину. На момент оценки эффект продолжался.
Пример 6.
Обработка нагнетательной скважины в терригенном пласте. Приемистость до обработки - 240 м3/сут. Мощность перфорированного интервала, подлежащего обработке - 58 м.
Произвели расстановку и обвязку оборудования согласно типовой схемы. Закачку рабочих жидкостей производили последовательно в три этапа. Время выдержки не предусматривали. На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 35%, эмульгатор - 3%, водный раствор хлорида кальция - остальное, в объеме 3.9 м3/м. На втором этапе произвели закачку кислотного (глинокислотного) состава, % об.: 30-ти процентная соляная кислота - 48, плавиковая кислота - 2, диэтиленгликоль - 6, уксусная кислота - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное, в объеме 2.8 м3/м. На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 17%, эмульгатор - 2.2%, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1.5%, техническая вода - остальное, в объеме 4,2 м3/м. Далее скважина была запущена в работу.
По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 1.22 тыс.т на скважину. На момент оценки эффект продолжался.
Пример 7.
Обработка нагнетательной скважины в терригенном пласте. Приемистость до обработки - 182 м3/сут. Мощность перфорированного интервала, подлежащего обработке - 36 м.
Произвели расстановку и обвязку оборудования согласно типовой схемы. Закачку рабочих жидкостей производили последовательно в три этапа. Время выдержки не предусматривали. На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 28%, эмульгатор - 2.5%, водный раствор хлорида кальция - остальное, в объеме 3.2 м3/м. На втором этапе произвели закачку кислотного (глинокислотного) состава, % об.: 30-ти процентная соляная кислота - 48, плавиковая кислота - 2, диэтиленгликоль - 6, уксусная кислота - 1.5, ингибитор коррозии - 1.5, техническая вода - остальное, в объеме 2,5 м3/м. На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10%, эмульгатор - 1%, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.7%, техническая вода - остальное, в объеме 3 м3/м. Далее скважина была запущена в работу.
По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 0,94 тыс.т на скважину. На момент оценки эффект продолжался.
Пример 8.
Обработка группы нагнетательных скважин в терригенном пласте, закачкой технологических жидкостей через БКНС. Основные технологические параметры скважин и объемы закачки представлены на фиг. 8.
Произвели расстановку и обвязку оборудования согласно типовой схемы. Закачку рабочих жидкостей производили последовательно в три этапа. Время выдержки не предусматривали. На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25%, эмульгатор - 2.5%, водный раствор хлорида калия - остальное, в объеме 4,05 м /м (среднее на 12 скважин). Общий объем обратной эмульсии на 12 скважин составил 1689,5 м3. На втором этапе произвели закачку композиции неионогенных ПАВ, спиртов, гликолей и воды (Неонол БС-1) в объеме 2,28 м3/м (среднее на 12 скважин). Общий объем Неонол БС-1 на 12 скважин составил 951,1 м3 На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20%, эмульгатор - 2.5%, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1.5%, техническая вода - остальное, в объеме 4,97 м3/м (среднее на 12 скважин). Общий объем высокостабильной эмульсии на 12 скважин составил 2078,2 м3. Произвели отсоединение линий насосных агрегатов. После чего БКНС продолжила работу в соответствии с установленным технологическим режимом работы.
По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 12, 6 тыс.т На момент оценки эффект продолжался.
Таким образом, изобретение позволяет увеличить нефтеотдачу пластов и повысить эффективность разработки нефтегазовых месторождений за счет:
- увеличения охвата пластов воздействием;
- выравнивания фронта вытеснения нефти;
- изменения краевого угла избирательной смачиваемости горных пород;
- селективной блокировки наиболее проницаемых интервалов пластов;
- увеличения фильтрационных характеристик менее проницаемых интервалов пластов и доотмыва нефти;
- применения эмульсионных систем, не содержащих веществ, образующих нерастворимые осадки.
Claims (14)
1. Способ увеличения нефтеотдачи пластов, включающий следующие последовательные этапы обработки пластов:
- закачку обратной эмульсии объемом 3-5 м3/м с последующей продавкой кислотным составом объемом 2-3 м3/м,
- закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м3/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления,
при этом в качестве обратной эмульсии используют композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор - 1.5-3, техническая вода - остальное,
в качестве кислотного состава для карбонатных пластов используют солянокислотный состав, содержащий, % об.: 30%-ную соляную кислоту - 50-63, уксусную кислоту - 1-3, диэтиленгликоль - 6-12, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное,
в качестве кислотного состава для терригенных пластов используют глинокислотный состав, содержащий, % об.: 30%-ную соляную кислоту - 48-60, плавиковую кислоту - 1-4, диэтиленгликоль - 6-12, уксусную кислоту - 1-3, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное,
в качестве высокостабильной прямой эмульсии используют композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 1-2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 9 до 100 нанометров - 0.5-1.5, техническая вода - остальное.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве технической воды используют раствор хлорида кальция или раствор хлорида калия.
3. Способ увеличения нефтеотдачи пластов, включающий следующие последовательные этапы обработки пластов:
- закачку обратной эмульсии объемом 3-5 м3/м с последующей продавкой неионогенным поверхностно-активным веществом, в качестве которого используют композиционную смесь Неонол БС-1 объемом 2-3 м3/м,
- закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м3/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления,
при этом в качестве обратной эмульсии используют композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор - 1.5-3, техническая вода - остальное,
в качестве высокостабильной прямой эмульсии используют композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 1-2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 9 до 100 нанометров - 0.5-1.5, техническая вода - остальное.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что в качестве технической воды используют раствор хлорида кальция или раствор хлорида калия.
Priority Applications (8)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017126170A RU2670808C9 (ru) | 2017-07-21 | 2017-07-21 | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) |
| PCT/RU2018/050080 WO2019017824A1 (ru) | 2017-07-21 | 2018-07-18 | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) |
| CN201880049157.XA CN110945208B (zh) | 2017-07-21 | 2018-07-18 | 提高地层采油率的方法 |
| EA202090356A EA202090356A1 (ru) | 2017-07-21 | 2018-07-18 | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) |
| US16/632,403 US11248161B2 (en) | 2017-07-21 | 2018-07-18 | Method of increasing the oil recovery from an oil-bearing formation |
| CA3070591A CA3070591C (en) | 2017-07-21 | 2018-07-18 | Method of increasing the oil recovery of formations (embodiments) |
| MYPI2020000350A MY193737A (en) | 2017-07-21 | 2018-07-18 | Method of increasing the oil recovery from an oil-bearing formation |
| EP18836165.3A EP3656973A4 (en) | 2017-07-21 | 2018-07-18 | PROCESS FOR INCREASING THE OIL YIELD OF LAYERS (VARIANTS) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017126170A RU2670808C9 (ru) | 2017-07-21 | 2017-07-21 | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2670808C1 RU2670808C1 (ru) | 2018-10-25 |
| RU2670808C9 true RU2670808C9 (ru) | 2018-11-28 |
Family
ID=63923441
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017126170A RU2670808C9 (ru) | 2017-07-21 | 2017-07-21 | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11248161B2 (ru) |
| EP (1) | EP3656973A4 (ru) |
| CN (1) | CN110945208B (ru) |
| CA (1) | CA3070591C (ru) |
| EA (1) | EA202090356A1 (ru) |
| MY (1) | MY193737A (ru) |
| RU (1) | RU2670808C9 (ru) |
| WO (1) | WO2019017824A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU211538U1 (ru) * | 2022-01-08 | 2022-06-10 | Юрий Вавилович Пахаруков | Устройство моделирования и визуального контроля фронта взаимодействия вытесняющего агента и нефти в условиях, приближенных к призабойной зоне пласта нагнетательной скважины |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2728168C9 (ru) * | 2020-01-21 | 2020-10-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Способ предотвращения прорывов пластовых вод к забоям газовых, газоконденсатных или газогидратных скважин |
| RU2742168C1 (ru) * | 2020-03-25 | 2021-02-02 | Общество с ограниченной ответственностью "ОИЛМАЙНД" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины |
| RU2748198C1 (ru) * | 2020-09-30 | 2021-05-20 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта |
| CN112694874B (zh) * | 2020-12-25 | 2021-11-02 | 成都理工大学 | 一种固-液往复相变深部液流转向剂 |
| CN114645701B (zh) * | 2022-04-15 | 2024-03-22 | 山东省鲁南地质工程勘察院(山东省地质矿产勘查开发局第二地质大队) | 基于构造应力场的碳酸盐岩地热井定井方法 |
| CN115324553B (zh) * | 2022-10-13 | 2022-12-13 | 西安博探石油工程有限公司 | 一种纳米混相渗吸驱油自交联压裂方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1624132A1 (ru) * | 1988-10-31 | 1991-01-30 | Государственный научно-исследовательский и проектный институт по освоению месторождений нефти и газа "Гипроморнефтегаз" | Способ увеличени нефтеотдачи обводненных пластов |
| RU2065946C1 (ru) * | 1994-04-27 | 1996-08-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Композиция для повышения нефтеотдачи пласта |
| RU2109939C1 (ru) * | 1996-06-27 | 1998-04-27 | Закрытое акционерное общество "Тюмень-Технология" | Состав для ограничения притока пластовых вод |
| RU2184836C2 (ru) * | 2000-04-25 | 2002-07-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах |
| RU2257463C1 (ru) * | 2004-02-10 | 2005-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений |
| US20160017204A1 (en) * | 2014-07-18 | 2016-01-21 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions comprising particles for use in oil and/or gas wells |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1624132A (en) | 1921-03-26 | 1927-04-12 | Brown Engineering Corp | Gas-control appliance |
| US3261399A (en) * | 1963-06-19 | 1966-07-19 | Marathon Oil Co | Process utilizing the combination of miscible and thickened floods in petroleum recovery |
| US3443636A (en) * | 1967-09-06 | 1969-05-13 | Marathon Oil Co | Processes for the simultaneous displacement of petroleum and water in formations |
| US5238068A (en) * | 1992-07-01 | 1993-08-24 | Halliburton Company | Methods of fracture acidizing subterranean formations |
| US5547022A (en) * | 1995-05-03 | 1996-08-20 | Chevron U.S.A. Inc. | Heavy oil well stimulation composition and process |
| US5797456A (en) * | 1995-08-08 | 1998-08-25 | Nalco/Exxon Energy Chemicals,L.P. | Surfactant additive for oil field acidizing |
| MY161420A (en) * | 2010-02-12 | 2017-04-14 | Shell Int Research | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery |
| CA2820918A1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-06-21 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Process to control iron in oil and gas applications using a chelating agent |
| RU2501943C2 (ru) * | 2012-02-07 | 2013-12-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| US20140116695A1 (en) * | 2012-10-30 | 2014-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Emulsified acid with hydrophobic nanoparticles for well stimulation |
| US10696891B2 (en) * | 2014-07-08 | 2020-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Generating and maintaining conductivity of microfractures in tight formations with inverted microemulsified acid treatment fluids |
| RU2583104C1 (ru) * | 2014-12-17 | 2016-05-10 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| WO2017052522A1 (en) * | 2015-09-23 | 2017-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhancing complex fracture networks in subterranean formations |
| CN106050209B (zh) * | 2016-06-27 | 2018-09-25 | 烟台智本知识产权运营管理有限公司 | 一种提高低渗透稠油井产量的方法 |
| CN106893571B (zh) * | 2017-03-03 | 2019-09-20 | 中国石油大学(华东) | 一种水包油乳状液驱油剂 |
-
2017
- 2017-07-21 RU RU2017126170A patent/RU2670808C9/ru active
-
2018
- 2018-07-18 US US16/632,403 patent/US11248161B2/en active Active
- 2018-07-18 CN CN201880049157.XA patent/CN110945208B/zh active Active
- 2018-07-18 EP EP18836165.3A patent/EP3656973A4/en active Pending
- 2018-07-18 EA EA202090356A patent/EA202090356A1/ru unknown
- 2018-07-18 WO PCT/RU2018/050080 patent/WO2019017824A1/ru unknown
- 2018-07-18 MY MYPI2020000350A patent/MY193737A/en unknown
- 2018-07-18 CA CA3070591A patent/CA3070591C/en active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1624132A1 (ru) * | 1988-10-31 | 1991-01-30 | Государственный научно-исследовательский и проектный институт по освоению месторождений нефти и газа "Гипроморнефтегаз" | Способ увеличени нефтеотдачи обводненных пластов |
| RU2065946C1 (ru) * | 1994-04-27 | 1996-08-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Композиция для повышения нефтеотдачи пласта |
| RU2109939C1 (ru) * | 1996-06-27 | 1998-04-27 | Закрытое акционерное общество "Тюмень-Технология" | Состав для ограничения притока пластовых вод |
| RU2184836C2 (ru) * | 2000-04-25 | 2002-07-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах |
| RU2257463C1 (ru) * | 2004-02-10 | 2005-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений |
| US20160017204A1 (en) * | 2014-07-18 | 2016-01-21 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions comprising particles for use in oil and/or gas wells |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2788204C1 (ru) * | 2021-12-16 | 2023-01-17 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Московской области "Университет "Дубна" (Государственный университет "Дубна") | Способ определения коэффициента извлечения нефти для неоднородного пласта |
| RU211538U1 (ru) * | 2022-01-08 | 2022-06-10 | Юрий Вавилович Пахаруков | Устройство моделирования и визуального контроля фронта взаимодействия вытесняющего агента и нефти в условиях, приближенных к призабойной зоне пласта нагнетательной скважины |
| RU2816618C1 (ru) * | 2023-09-08 | 2024-04-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ повышения нефтеотдачи на карбонатных коллекторах среднего карбона |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA202090356A1 (ru) | 2020-08-17 |
| MY193737A (en) | 2022-10-27 |
| CN110945208A (zh) | 2020-03-31 |
| EP3656973A4 (en) | 2021-04-21 |
| CA3070591A1 (en) | 2019-01-24 |
| RU2670808C1 (ru) | 2018-10-25 |
| US11248161B2 (en) | 2022-02-15 |
| US20200231863A1 (en) | 2020-07-23 |
| WO2019017824A1 (ru) | 2019-01-24 |
| CN110945208B (zh) | 2022-02-25 |
| CA3070591C (en) | 2022-08-16 |
| EP3656973A1 (en) | 2020-05-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2670808C9 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| US9970265B2 (en) | Multi-functional surfactant complexes for use in subterranean formations | |
| CA2094088C (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| Yusupova et al. | Technological feature of water shutoff operations | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| Mahmoud et al. | Mixing chelating agents with seawater for acid stimulation treatments in carbonate reservoirs | |
| EA011696B1 (ru) | Способ обработки подземных пластов | |
| RU2675832C2 (ru) | Способ удаления битума для улучшения проницаемости пласта | |
| RU2463445C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа | |
| RU2583104C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| CA2951621C (en) | Methods and systems for preparing surfactant polyelectrolyte complexes for use in subterranean formations | |
| RU2525413C2 (ru) | Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин | |
| RU2597305C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах | |
| US20230184072A1 (en) | Conformance control, sweep efficiency, deep diversion, and water shutoff method | |
| EA040894B1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| RU2451168C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов | |
| AU2016269415B2 (en) | Multi-functional surfactant complexes for use in subterranean formations | |
| RU2755114C1 (ru) | Способ разработки слоистой нефтяной залежи | |
| RU2340766C1 (ru) | Способ разработки залежи углеводородов | |
| RU2792491C1 (ru) | Способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов | |
| RU2730705C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонефтяными зонами | |
| RU2696686C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважин с целью интенсификации добычи нефти и газа | |
| CA2951289C (en) | Multi-functional surfactant complexes for use in subterranean formations | |
| RU2110668C1 (ru) | Состав для снижения проницаемости высокопроницаемых зон или трещин пласта | |
| Dyagilev et al. | Use of methods for water suppression in the Severo-Orekhovskoe field |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TH4A | Reissue of patent specification |