Способ обработки призабойной зоны пласта



Способ обработки призабойной зоны пласта
Способ обработки призабойной зоны пласта
Способ обработки призабойной зоны пласта

 


Владельцы патента RU 2494244:

Тосунов Эдуард Михайлович (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки неоднородных по проницаемости карбонатных и терригенных пластов. Технический результат - расширение области применения способа: применение в более широком диапазоне пластовых температур от 30°C до 110°C, применение для скважин с любой, в том числе повышенной обводненностью добываемой продукции, сокращение сроков проведения обработки, повышение эффективности воздействия на низкопроницаемые продуктивные зоны пласта, предотвращение вторичного образования эмульсий в пластовых условиях после обработки, снижение расхода эмульгатора и применение более технологичного способа приготовления эмульсии на скважине. В способе обработки призабойной зоны пласта, включающем закачку в пласт нефтекислотной эмульсии обратного типа и кислоты, в качестве нефтекислотной эмульсии обратного типа используют эмульсию, содержащую следующие компоненты, мас.%: дисперсионная среда - углеводородная жидкость 31-38, эмульгатор - продукты реакции алифатических аминов жирных кислот гидрированного талового масла с соляной кислотой в расчете на амины 0,02-0,08, дисперсная фаза -синтетическая, ингибированная 10-18%-ная соляная кислота остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. 6 з.п. ф-лы, 21 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации нефтедобычи из неоднородных по проницаемости карбонатных или терригенных пластов путем проведения кислотной обработки призабойной зоны пласта.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт кислоты. (1) (Гиматудинов Ш.К., «Справочная книга по добыче нефти», М., «Недра», 1974, с.с.420-432).

Известный способ эффективен только при обработке однородного по проницаемости пласта. При обработке неоднородного пласта химическому воздействию подвергаются в основном высокопроницаемые зоны, практически не производится воздействие на низкопроницаемые зоны пласта. Поэтому, в результате его реализации, еще более повышается неоднородность пласта по проницаемости. Способ неприменим по скважинам с повышенной обводненностью добываемой продукции.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт тампонирующего материала, устойчивого к воздействию кислоты, и раствора кислоты. Нагнетание тампонирующего материала ведут при повышении давления закачки, а раствора кислоты - при понижении давлении закачки. При этом начальное давление закачки последующего раствора планируется на уровне конечного давления предыдущей закачки. Закачку тампонирующего материала производят в большем объеме, чем раствора кислоты. Закачку тампонирующего материала и раствора кислоты производят циклически. По окончании закачки растворов производят технологическую выдержку. В качестве изолирующего материала используют гелеобразующий раствор полиакриламида, глинистый раствор или другие материалы. Нижние обводнившиеся интервалы перекрывают цементным мостом. При необходимости изоляции нескольких интервалов в пределах вскрытой части пласта, перекрывают весь интервал цементным мостом с последующим его разбуриванием и вскрытием перфорацией продуктивных интервалов. (2) (Патент RU №2114296, кл. Е21В 43/27, опубл. 1998 г.).

Недостатками известного способа являются сложность и трудоемкость. При проведении работ по изоляции высокопроницаемых интервалов (пластов) с использованием рекомендуемых тампонажных материалов не исключено и одновременное необратимое снижение проницаемости низкопроницаемых продуктивных зон пласта. Кроме того, в процессе последующей эксплуатации скважины, например, при переводе добывающей скважины под нагнетание, потребуется проведение дополнительных трудоемких работ по вскрытию ранее изолированных зон пласта (например, вскрытие их перфорацией с последующей кислотной обработкой). Однако и эти работы обычно не обеспечивают полное восстановление проницаемости изолированных интервалов.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий последовательную закачку в пласт тампонирующего материала, устойчивого к воздействию кислоты в пластовых условиях, и кислоты. Предварительно проводят исследования с определением приемистости изолируемого пласта (интервала), по результатам которых готовят тампонирующий материал соответствующей концентрации. В качестве тампонирующего материала, устойчивого к воздействию кислоты, используют материал на основе глины. После изоляции обрабатываемого интервала с помощью двух пакеров, нагнетают в пласт тампонирующий материал и продавливают его пресной водой с последующей технологической выдержкой. Операцию повторяют до значительного увеличения давления нагнетания (снижения приемистости скважины). Затем, последовательно изолируют с помощью двух пакеров низкопроницаемые продуктивные интервалы и проводят кислотные обработки. (3) (Патент RU №2208150, кл. Е21В 43/27, опубл. 2003 г.).

Недостатками известного способа являются сложность и трудоемкость. При осуществлении способа требуется проведение дополнительных спуско-подъемных операций с использованием пакеров. Кроме того, применение для изоляции высокопроницаемых зон (пластов) материала на основе глины может привести практически к полной потере их проницаемости.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи, включающий последовательную закачку во все пласты обратной нефтяной эмульсии, нагнетание в интервалы продуктивных пластов материала, растворяющего нефтяную составляющую нефтяной эмульсии и, после технологической выдержки, - солянокислотную обработку каждого из продуктивных пластов, изолированного от других пластов с помощью пакеров. (4) (Патент RU №2092686, кл. Е21В 43/27, опубл. 1997 г.).

Недостатки известного способа обусловлены, прежде всего, сложностью и трудоемкостью его реализации, требующей проведения неоднократных спуско-подъемных операций с использованием пакеров, а также специального материала, растворяющего нефтяную составляющую эмульсии - отходы производства изопрена.

Кроме того, применяемая обратная эмульсия имеет высокую вязкость, что ограничивает глубину проникновения ее в пласт и, следовательно, снижает качество создаваемой изоляции высокопроницаемых обводнившихся интервалов. Не обосновывается возможность полного восстановления коллекторских свойств низкопроницаемых продуктивных пластов после воздействия материалом, растворяющим нефтяную составляющую эмульсии.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт обратной нефтяной эмульсии и водного раствора кислоты, причем в качестве обратной эмульсии используют эмульсию, содержащую следующие компоненты, об.%:

Углеводородная жидкость от 26 до 40
Маслорастворимый азотсодержащий эмульгатор
Сонкор 9601 или Сонкор 9701 от 0,4 до 5
Водный раствор ингибированной 10%-ной
соляной кислоты или глинокислоты или
водный раствор 1-10%-ного хлористого кальция
или натрия остальное.

В качестве углеводородной жидкости используют дизельное топливо, или жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда, или нестабильный газовый бензин, или легкую нефть.

Обратная эмульсия сохраняет стабильность в течение от 6 до 35 час при температуре от 60 до 100°C.

Время закачки обратной эмульсии при фильтрации в пласт не должно превышать времени сохранения стабильности эмульсии.

Эмульгаторы (Сонкор-9601 или Сонкор-9701) представляют собой продукты реакции аминов и жирных кислот таллового масла с растворителями и добавками. В качестве добавок в их состав входят неионогенные ПАВ (АФ9-6 или АФ9-12). (5) (Патент RU №2255215, кл. Е21В 43/27, опубл. 2005 г.).

Недостатками прототипа являются:

- ограниченная область применения: рекомендованный интервал пластовых температур находится в узких пределах: от 60 до 100°C. Не предусмотрено его применение при более низких или высоких температурах;

- периоды стабильности эмульсий по прототипу - от 6 до 35 часов нельзя считать оптимальными. Продолжительность процесса обработки низкопроницаемых зон пласта обычно не превышает 1,5 часов. Поэтому применение эмульсий с периодами стабильности по прототипу (от 6 до 35 часов) приводит к значительной задержке вступления в эксплуатацию временно изолированных интервалов и, следовательно, повышению сроков освоения скважин после обработки;

- применяемые по прототипу обратные эмульсии могут эффективно использоваться для временной изоляции высокопроницаемых зон пласта только при небольшой обводненности добываемой продукции. При проведении обработки по скважинам с повышенной обводненностью добываемой продукции, одновременно с интенсификацией нефтедобычи, могут возрастать и водопритоки из временно изолированных зон, в результате их обработки выделяющейся после распада эмульсии соляной кислотой;

- для обработки низкопроницаемых зон пласта по прототипу применяют только водные растворы кислоты, что, обычно, недостаточно эффективно. Известно, что при этом химическому воздействию подвергается только непосредственно прилегающая к скважине призабойная зона пласта. Это обусловлено быстрой нейтрализацией соляной кислоты при ее взаимодействии с карбонатными породами;

- применяемые по прототипу эмульгаторы стабилизируют обратную эмульсию не только при использовании в качестве дисперсной фазы кислотных растворов, но и водных растворов солей. Это может создать определенные проблемы при освоении скважин после обработки, связанные с возможностью вторичного образования эмульсий в призабойной зоне пласта;

- для приготовления эмульсии по прототипу используют очень большое количество эмульгатора, до 5% (по объему). При этом для приготовления, например, 10 м3 эмульсии требуется 0,5 м3 или свыше 450 кг эмульгатора. Кроме того, применяют специальные технические средства (специальный смеситель или установку УОЭ-1).

Задачей настоящего изобретения является повышения эффективности способа за счет:

- применения способа в более широком диапазоне пластовых температур: от 30 до 110°C;

- сокращения сроков проведения обработки;

- применения способа по скважинам с любой, в том числе, с повышенной обводненностью добываемой продукции, с обеспечением, наряду с интенсификацией нефтедобычи, снижения водопритоков в скважину;

- повышение эффективности воздействия на низкопроницаемые продуктивные зоны пласта;

- предотвращения вторичного образования эмульсий в пластовых условиях после обработки;

- снижения расхода эмульгатора и применения более технологичного способа приготовления эмульсии на скважине.

Сущность настоящего изобретения заключается в том, что в известном способе обработки призабойной зоны пласта, включающем закачку в пласт нефтекислотной эмульсии обратного типа и кислоты, согласно изобретения, в качестве пефтекислотной эмульсии обратного типа используют эмульсию, содержащую следующие компоненты, мас.%:

Дисперсионная среда - углеводородная жидкость от 31 до 38
Эмульгатор - продукты реакции алифатических
аминов жирных кислот гидрированного таллового
масла с соляной кислотой,
в расчете на амины от 0,02 до 0,08
Дисперсная фаза - синтетическая,
ингибированная 10-18%-ная соляная кислота остальное.

При этом обратная эмульсия при температурах от 30 до 110°C имеет регулируемый период стабильности в течение от 0,5 до 5,0 часов.

Причем, обратную эмульсию используют для ограничения водопритоков в скважину.

Кроме того, обратную эмульсию используют для воздействия на низкопроницаемые зоны пласта.

В качестве дисперсионной среды используют легкую нефть с небольшим содержанием асфальтенов и смол, дизтопливо или другие светлые нефтепродукты.

Проводят поинтервальную обработку пласта.

Поинтервальную обработку пласта проводят многократно.

В заявленном способе, в отличие от известного способа, нефтекислотная эмульсия обратного типа стабилизируется более эффективным эмульгатором - продуктами реакции алифатических аминов жирных кислот гидрированного таллового масла с соляной кислотой.

Известно, что основные свойства аминов обусловлены наличием у атома N свободной пары электронов. С минеральными кислотами амины образуют соли, например (с соляной кислотой), - RNH3Cl-. (6) («Химический энциклопедический словарь». Москва, «Советская энциклопедия», 1983, с.41, «Амины»). Эта реакция реализуется в процессе приготовлению эмульсии по заявленному способу: предварительно растворенные в углеводородной жидкости дисперсионная среда) алифатические амины жирных кислот гидрированного таллового масла вступают в реакцию с диспергированной соляной кислотой (дисперсная фаза). Продуктом этой реакции и фактическим эмульгатором обратной эмульсии по заявленному способу являются хлорамины - RNH3Cl-.

Применение этого эмульгатора обеспечивает получение пефтекислотной эмульсии обратного типа при минимизации расхода аминов в пределах от 0,02 до 0,08% мае. По способу- прототипу расход эмульгаторов (Сонкор-9601 или Сонкор-9701) многократно выше от 0,4 до 5% об. Важным качеством применяемого реагента-эмульгатора является и то, что он образуется и является эффективным эмульгатором только при использовании в качестве дисперсной фазы кислотных растворов. При этом предотвращается вторичное образование эмульсий в пластовых условиях после нейтрализации кислоты и способствует более полному извлечению из пласта продуктов реакции после обработки.

Применяемый эмульгатор обладает поверхностной активностью, снижает величину межфазового поверхностного натяжения на границе «углеводородная жидкость-кислотный раствор» и способствует уменьшению размеров глобул дисперсной фазы (кислотного раствора).

Вязкость применяемых эмульсий относительно невысокая: при нормальных условиях от 250 до 350 мПа·с. С повышением температуры вязкость эмульсий значительно снижается. Поэтому эмульсия, нагреваясь в процессе нагнетания ее к забою скважины, к обрабатываемому объекту имеет пониженную вязкость.

Все это способствует более глубокому проникновению эмульсии не только в высокопроницаемые изолируемые зоны пласта, но и, что очень важно при последующей обработке, - в низкопроницаемые продуктивные интервалы.

В заявленном способе, в отличие от известного способа, применяют при температурах от 30 до 110°C обратные эмульсии с регулируемым периодом стабильности в диапазоне от 30 минут до 5 часов, а также эмульсии, которые не разрушаются (сохраняют стабильность) при данной пластовой температуре. Продолжительность периода стабильности эмульсии при определенной температуре регулируется концентрацией эмульгатора. При этом регламентируются содержание кислоты в эмульсии и концентрация кислоты.

В заявленном способе, в отличие от известного способа, используют обратную эмульсию не только для временной изоляции высокопроницаемых зон пласта, но и для ограничения водопритоков в скважину и последующего (после изоляции) более глубокого химического воздействия на низкопроницаемые продуктивные зоны пласта. При этом продолжительность стабильности применяемых эмульсий изменяют в зависимости от их назначения в процессе обработки призабойной зоны пласта:

- для временной изоляции высокопроницаемых зон пласта используют эмульсии с повышенными периодами стабильности, например, - от 1,5 до 5 часов.

Продолжительность этих периодов, как показывает практика, обеспечивает не только однократное воздействие на низкопроницаемые продуктивные зоны пласта, но и проведение по скважинам с большими интервалами вскрытой части пласта многократных поинтервальных обработок с расширением охвата пласта химическим воздействием. При этом, в отличие от известного способа, по которому применяют для временной изоляции эмульсии с необоснованно длительным периодом стабильности - от 6 до 35 часов, значительно сокращается время вступления в эксплуатацию временно изолированных интервалов;

- для изоляции высокопроницаемых обводнившихся зон пласта применяют эмульсию, которая при данной пластовой температуре не разрушается (сохраняет стабильность); в последующем, при необходимости использования изолированных интервалов, например, при переводе скважины под нагнетание, проницаемость этих интервалов можно полностью восстановить путем прогрева пласта до температур не менее, чем на 20°C превышающих величину пластовой температуры. При этом эмульсия теряет стабильность и полностью разрушается и ее компоненты легко удаляются из призабойной зоны пласта;

- для обработки низкопроницаемых продуктивных зон пласта (после изоляции высокопроницаемых зон) используют не просто соляную кислоту, а обратные эмульсии с относительно небольшими периодами стабильности в пластовых условиях, например, от 30 минут до 1 часа; при этом значительно повышается эффективность обработки за счет доставки активной кислоты вглубь пласта.

Процесс приготовления эмульсии на скважине перед проведением обработки технологичен и не требует применения специального оборудования. Работы проводят по разработанному регламенту, определяющему режимы нагнетания основных компонентов эмульсии (соляная кислота, углеводородная жидкость) через штуцерную камеру со штуцером диаметром 8-10 мм.

Для реализации способа используют следующие реагенты и товарные продукты. В качестве дисперсионной среды применяют легкую нефть с небольшим содержанием природных эмульгаторов - асфальтенов и смол. Допускается применение синтетических светлых нефтепродуктов: дизельное топливо, газовый бензин, керосин и другие.

В качестве эмульгатора используют продукты реакции алифатических аминов жирных кислот гидрированного таллового масла и соляной кислоты, получаемые в процессе приготовления эмульсии. Амины жирных кислот гидрированного таллового масла выпускаются в виде пасты плотностью 790 кг/м3, которая при температурах от 45 до 55°C переходит в жидкое состояние. Хорошо растворяются в углеводородных жидкостях при их нагреве до температур 50-60°C. Практически не растворяются в воде и в водных растворах солей.

В качестве дисперсной фазы используют синтетическую техническую соляную кислоту, ингибированную, предназначенную для нефтедобывающей промышленности. Рекомендуется использовать, например, кислоту соляную синтетическую техническую по ГОСТ 857-95, дополнительно ингибированную (ингибитор В-2, 0,5%). Выпускается ВОАО «Химпром», (г. Волгоград) или кислоту соляную ингибированную, выпускаемую ОАО «Каустик», (г. Волгоград) по ТУ 2122-066-53501222-2007 (ингибитор Солинг, 0,45%). Не допускается применение соляной кислоты, полученной из абгазов промышленных производств, так как она обычно содержит значительное количество различных примесей, в том числе, мехпримесей (сажа и другие.), количество которых не регламентируется. Это затрудняет приготовление обратных эмульсий с регулируемыми периодами стабильности в пластовых условиях.

Для обработки коллекторов с пониженным содержанием карбонатных пород (менее 20%) в качестве дисперсной фазы применяют так называемую «глинокислоту» - водный раствор, содержащий в своем составе смесь соляной и плавиковой кислот. Концентрации этих кислот обычно находится, соответственно, в пределах, мас.%: от 12 до 13 и от 3 до 2.

С целью обоснования оптимальных составов применяемых эмульсий и оценки их технологических свойств, проведены лабораторные исследования и исследовательские испытания на скважинах. При этом использовали первичные амины жирных кислот гидрированного таллового масла, содержащие в своем составе в основном С18-82%, а также C16-13%.

Лабораторные исследования проведены в лаборатории OOO Научно- производственной компании (НПК) «Техносервис», лицензированной лаборатории OOO «Научно - производственный центр» (г. Котово Волгоградской области) и в лаборатории кафедры физической, коллоидной химии и управления качеством Кубанского государственного технологического университета (г. Краснодар).

Все исследования проводились по единой методике. При этом определялись: устойчивость нефтекислотной эмульсии обратного типа при отстое при температурах от 30 до 110°C, электростабильность, межфазовое поверхностное натяжение на границе «кислота - углеводородная жидкость» и вязкость при различных температурах.

Нефтекислотную эмульсию готовили следующим способом. Нагревали расчетное количество углеводородной жидкости, используемой в качестве дисперсионной среды, до 50-60°С и растворяли в ней расчетное количество алифатических аминов жирных кислот гидрированного таллового масла в процессе перемешивания раствора в течение 15 минут.В этот раствор вводили затопленной струей расчетное количество соляной кислоты, используемой в качестве дисперсной фазы. Затем приготавливали эмульсию путем перемешивания ее компонентов с помощью лопастной мешалки со скоростью 3000 об/мин в течение 15 минут.

Оценку периода стабильности эмульсии при определенной температуре проводили по началу выделения кислоты в нижнем слое. Одновременно оценивали электростабильность эмульсии с помощью полуавтоматической установки ИГЭР-1, предназначенной для оценки устойчивости гидрофобно-эмульсионных буровых растворов. При проведении этих испытаний фиксировали величину напряжения пробоя между двумя опущенными в эмульсию электродами.

Межфазовое поверхностное натяжение на границе «кислота - углеводородная жидкость с эмульгатором» определяли методом счета капель с помощью термостатируемого прибора конструкции УФНИИ, оборудованного медицинским шприцом и микрометрическим винтом. В каждом опыте измерения производили 20 раз (формировали по 20 капель).

Величину межфазового поверхностного натяжения рассчитывали по формуле

σ = v ( ρ 1 ρ 2 ) x g α x n = b x ( ρ 1 ρ 2 ) x g α ,

где V - суммарный объем капель, см3;

n - количество капель;

ρ1, ρ2 - плотности растворов кислоты и дизтоплива, г/см3;

g - ускорение свободного падения, см/с2;

α - постоянная прибора;

b - отношение V/n. Коэффициент b (отношение V/n) определяли экспериментально.

Вязкость эмульсии определяли с помощью предварительно откалиброванного вискозиметра по времени истечения эмульсии. При этом использовали уравнение:

µ=µ0*(τ/τ0), где

µ, µ0 - вязкости эмульсии и эталонной жидкости (использовали глицерин), мПа·с;

τ, τ0 - время истечения эмульсии и эталонной жидкости, мин..

Все нижеприведенные результаты лабораторных исследований получены после обработки полученных данных методом наименьших квадратов.

Первая серия опытов проведена с целью обоснования оптимального содержания кислоты в эмульсии и концентрации кислоты для получения устойчивых эмульсий обратного типа. Опыты проводились при температуре 80°C с кислотой соляной синтетической технической по ГОСТ 857-95, дополнительно ингибированной (В-2, 0,5%) и дизтопливом по ГОСТ 305-82.

Количество аминов во всех опытах было постоянным и составляло, мг на100 мл эмульсии: 40,42,44,45,47,48,50.

В таблицах 1-5 приведены результаты опытов по обоснованию оптимального содержания кислоты в эмульсии. В опытах использовали соляную кислоту 15% - ной концентрации. Объемное содержание кислоты в эмульсии составляло: 55,0; 57,5; 60,0; 62,5 и 65,0%.

Устойчивость эмульсии при 55% содержании 15%-ной соляной кислоты по объему

Таблица 1
№№ п/п Количество аминов, мг/100 мл Выделение кислоты из эмульсии при отстое в течение, ч:
0,25 0,5 1 2 3 4 5
1 40 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
2 42 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
3 44 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
4 45 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
5 47 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
6 48 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
7 50 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
Примечание: отс.* - кислота не выделяется, эмульсия стабильная.

Устойчивость эмульсии при 57,5% содержании 15%-ной соляной кислоты по объему

Таблица 2
№№ п/п Количество аминов, мг/100 мл Выделение кислоты из эмульсии при отстое в течение, ч:
0,25 0,5 1 2 3 4 5
1 40 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
2 42 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
3 44 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
4 45 отс.* отс,* отс.* отс.* отс.* отс* отс.*
5 47 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
6 48 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
7 50 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
Примечание: отс.* - кислота не выделяется, эмульсия стабильная

Устойчивость эмульсии при 60% содержании 15%-ной соляной кислоты по объему

Таблица 3
№№ п/п Количество аминов, мг/100 мл Выделение кислоты из эмульсии при отстое в течение, ч:
0,25 0,5 1 2 3 4 5
1 40 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
2 42 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
3 44 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
4 45 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
5 47 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
6 48 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
7 50 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
Примечание: отс*. - кислота не выделяется, эмульсия стабильная

Устойчивость эмульсии при 62,5% содержании 15%-ной соляной кислоты по объему

Таблица 4
№№ п/п Количество аминов, мг/100 мл Выделение кислоты из эмульсии при отстое в течение, ч:
0,25 0,5 1 2 3 4 5
1 40 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
2 42 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
3 44 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
4 45 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
5 47 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
6 48 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
7 50 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
Примечание: отс*. - кислота не выделяется, эмульсия стабильная

Устойчивость эмульсии при 65,0% содержании 15%-ной соляной кислоты по объему

Таблица 5
№№ п/п Количество аминов, мг/100 мл Выделение кислоты из эмульсии при отстое в течение, ч:
0,25 0,5 1 2 3 4 5
1 40 выд.* - - - - - -
2 42 выд.* - - - - - -
3 44 выд.* - - - - - -
4 45 выд.* - - - - - -
5 47 выд.* - - - - - -
6 48 выд.* - - - - - -
7 50 выд.* - - - - - -
Примечание: выд.* - выделение кислоты из эмульсии, эмульсия нестабильная

Из приведенных данных следует вывод о том, что стабильная эмульсия обратного типа может быть получена при объемном содержании кислоты в пределах от 55 до 62,5%. При более высоком содержании кислоты эмульсия теряет стабильность и быстро разрушается. Применение эмульсии с более низким содержанием кислоты нецелесообразно по технологическим требованиям.

В таблицах 6-10 приведены результаты опытов по обоснованию оптимальных концентраций соляной кислоты для получения устойчивых эмульсий обратного типа. Объемное содержание кислоты в эмульсии во всех опытах было постоянным и составляло 60%. Концентрация кислоты изменяли в пределах от 10 до 22,5%. Устойчивость эмульсии с 10%-ной соляной кислотой

Таблица 6
№№ п/п Количество аминов, мг/100 мл Выделение кислоты из эмульсии при отстое в течение, ч:
0,25 0,5 1 2 3 4 5
1 40 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
2 42 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
3 44 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
4 45 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
5 47 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
6 48 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
7 50 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
Примечание: отс.* - кислота не выделяется, эмульсия стабильная. Устойчивость эмульсии с 15%-ной соляной кислотой
Таблица 7
№№ п/п Количество аминов, мг/100 мл Выделение кислоты из эмульсии при отстое в течение, ч:
0,25 0,5 1 2 3 4 5
1 40 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
2 42 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
3 44 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
4 45 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
5 47 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
6 48 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
7 50 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
Примечание: отс.* - кислота не выделяется, эмульсия стабильная

Устойчивость эмульсии с 18%-ной соляной кислотой

Таблица 8
№№ п/п Количество аминов, мг/100 мл Выделение кислоты из эмульсии при отстое в течение, ч:
0,25 0,5 1 2 3 4 5
1 40 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
2 42 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
3 44 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
4 45 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
5 47 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
6 48 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
7 50 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*
Примечание: отс.* - кислота не выделяется, эмульсия стабильная

Устойчивость эмульсии с 20%-ной соляной кислотой

Таблица 9
№№ п/п Количество аминов, мг/100 мл Выделение кислоты из эмульсии при отстое в течение, ч:
0,25 0,5 1 2 3 4 5
1 40 выд.* - - - - - -
2 42 выд.* - - - - - -
3 44 выд* - - - - - - -
4 45 выд.* - - - - - -
5 47 выд.* - - - - -
6 48 отс.* отс.* отс.* выд.* - - -
7 50 отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.* отс.*

Примечания: выд.* - выделение кислоты, эмульсия нестабильная;

отс.* - кислота не выделяется, эмульсия стабильная.

Устойчивость эмульсии с 22,5%-ной соляной кислотой

Таблица 10
№№ п/п Количество аминов, мг/100 мл Выделение кислоты из эмульсии при отстое в течение, ч:
0,25 0,5 1 2 3 4 5
1 40 выд.* - - - - - -
2 42 выд.* - - - - - -
3 44 выд* - - *, - - - -
4 45 выд.* - - - - - -
5 47 выд.* - - - - -
6 48 выд.* - - - - - -
7 50 выд.* - - - - - -
Примечание: выд.* - выделение кислоты из эмульсии, эмульсия нестабильная

Приведенные в таблицах 6-10 данные показывают, что стабильные эмульсии обратного типа могут быть получены при концентрации кислоты в пределах от 10,0 до 18%. При 20% концентрации кислоты стабильная эмульсия может быть получена только при повышенной концентрации эмульгатора, в расчете на амины - не менее 50 мг на 100 мл эмульсии. При более высоких концентрациях кислоты эмульсия теряет стабильность и быстро разрушается.

На основании вышеприведенных данных (таблиц 1-10) при последующих исследованиях содержание кислоты в эмульсии составляло по объему 60%, а концентрация кислоты - 15%, находилась в установленных пределах. При этом массовое содержание кислоты в эмульсии составляло около 67%.

В таблице 11 приведены результаты опытов по определению стабильности обратной эмульсии в зависимости от количества аминов (используемых для получения эмульгатора). Опыты проводились при температурах от 30 до 110°С.Для приготовления эмульсии использовали кислоту соляную ингибированную (ингибитор Солинг, 0,45%) производства ОАО «Каустик» (г.Волгоград) и дизельное топливо по ГОСТ 305-82. В таблице 11 приведены также результаты опытов с использованием в качестве дисперсионной среды легкой нефти с небольшим содержанием асфальтенов и смол. В опытах при 60°C использовали образец нефти Котовского месторождения, а при 80°C - образец нефти Памятно-Сасовского месторождения. Данные об этих образцах нефти приведены в таблице 12.

Данные об использованных в опытах образцах нефти

Таблица 12
№ скважины, месторождение Плотность, кг/м3 Содержание асфальтенов, мас.% Содержание смол, мас.%
1 2 3 4
№98, Котовское 804 0,55 3,3
№9, Памятно-Сасовское 799 0,46 3,12
№120, Антиповско-Балыклейское 798 0,77 2,19

Из результатов проведенных опытов (таблицы 1-11) следуют выводы:

1. Эмульсии с дизтопливом или нефтью имеют примерно одинаковую стабильность; при этом отмечается немного более высокая стабильность эмульсий, полученных с использованием легкой нефти, что подтверждается и результатами опытов по оценке электростабильности этих эмульсий, приведенными далее в таблице 13.

2. Установлены минимальные концентрации аминов для получения обратной эмульсии при различных температурах.

3. Эмульсии имеют регулируемый период стабильности в пределах всего изученного интервала температур от 30 до 110°C.

4. Рекомендуемые периоды стабильности эмульсий находится в пределах от 30 минут до 5 часов. Эмульсии с меньшим периодом стабильности не отвечают технологическим требованиям способа, а получение эмульсий с большими периодами стабильности затруднено в связи с тем, что при дальнейшем повышении концентрации аминов резко повышается стабильность эмульсий с образованием эмульсий стабильных (не разрушающихся) при данной температуре.

5. Эмульсии не разрушающиеся (сохраняющие стабильность) при данной температуре рекомендованы для проведения работ по ограничению водопритоков в скважину.

Электростабильность эмульсий при использовании дизтоплива и (или) нефти

Таблица 13
Дисперсионная среда Количество аминов, мг/100 мл эмульсии/ напряжение пробоя, В
30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58
Дизтопливо 50 60 70 75 80 85 90 95 100 102 105 110 115 117 120
Нефть * 80 85 90 95 97 100 105 110 113 115 120 124 129 135 137
Примечание: нефть* - образец нефти Котовского месторождения.

В таблице 14 приведены результаты промысловых испытаний по оценке стабильности эмульсий при различных температурах в зависимости от количества аминов. Данные получены в процессе проведения обработок по скважинам. Продолжительность стабильности эмульсий в пластовых условиях оценивали по началу роста приемистости скважины в процессе нагнетания эмульсии в пласт, что свидетельствовало о начале распада эмульсии с выделением свободной кислоты и ее взаимодействии с пластовыми породами. В этой таблице, для сопоставления результатов лабораторных и промысловых исследований, количество аминов приведено не только в кг/м3, но и, соответственно, - в мг/100 мл, как это было принято при проведении лабораторных исследований.

Промысловые испытания по оценке стабильности эмульсий

Таблица 14
№№ п/п Месторождение № скважины Пластовая температура, °C Количество аминов, Период стабильности, мин
кг/м3 мг/100 мл
1 Коробковское 570 60 0,39 39 85
2 Памятно-Сасовское 12 76 0,48 48 92
3 ---«»--- 12 76 0,44 44 35
4 Котовское 126 79 0,49 49 80
5 Антиповско-Балыклейское 79 110 0,735 73,5 120

На рис.1 представлены, полученные по результатам проведенных лабораторных исследований и промысловых испытаний (данные в таблицах 11 и 14) зависимости стабильности эмульсий при различных температурах от концентрации аминов. Проведенные исследования позволяют сделать вывод о достаточно хорошей их сопоставимости. Несколько повышенная стабильность эмульсий по промысловым данным, по сравнению с результатами лабораторных исследований, связана со снижением величины пластовой температуры в результате охлаждения призабойной зоны пласта в процессе нагнетания эмульсии в пласт.

Проведенные лабораторные и промысловые исследования позволили обосновать концентрации аминов для получения обратных эмульсий при температурах от 30 до 110°C с периодами стабильности от 0,5 до 5 часов. Они находятся: для лабораторных исследований в пределах от 20 до 80 мг на 100 мл эмульсии, а для промысловых работ, соответственно, от 0,2 до 0,8 кг/м3.

Для получения эмульсий сохраняющих стабильность (не разрушающихся) при данной пластовой температуре, используемых для ограничения водопритоков в скважину, рекомендуемая концентрация аминов должна не менее, чем на 20% превышать величину концентрации аминов, необходимую для получения эмульсии с периодом стабильности в течение 5 часов. Эти эмульсии обладают и повышенной электростабильностью: величины напряжения пробоя по этим эмульсиям превышают 150 вольт.

Возможность восстановления проницаемости изолированных зон пласта с использованием эмульсии, сохраняющей стабильность при данной пластовой температуре, подтверждена следующими опытами. Приготовили два образца эмульсии по 100 мл, содержащих по объему: 60% соляной кислоты 15% концентрации и 40% нефти Котовского месторождения с аминами в количестве по 40 мг. Один из образцов поместили на отстой при 40°C. Эмульсия стабильная в течение 5 часов. Затем оба образца эмульсии поместили на отстой при 60°C. После 80 минут отмечено нарушение стабильности эмульсий. Затем эмульсии быстро разрушились с выделением кислоты. Повторили эти опыты при 70°C. Нарушение стабильности эмульсий было отмечено уже через 15 минут. Проведенные опыты показывают возможность разрушения эмульсий, стабильных при данной пластовой температуре, и полного восстановления проницаемости изолированных зон пласта путем их прогрева до температур не менее, чем на 20°C выше величины пластовой температуры. При более высоких температурах процесс распада эмульсии ускоряется.

В таблицах 15-17 приведены результаты опытов по оценке возможности образования эмульсии в пластовых условиях после нейтрализации кислоты. В этих опытах, в отличие от опытов с соляной кислотой, в качестве дисперсной фазы использовали основной продукт реакции соляной кислоты с карбонатными породами -водный раствор хлористого кальция. Концентрация хлористого кальция составляла 2, 5 и 10% (по массе). Устойчивость эмульсии с раствором хлористого кальция 2% концентрации

Таблица 15
№№ п/п Количество аминов, мг/100 мл Выделение раствора из эмульсии при отстое в течение, ч:
0,25 0,5 1 2 3 4 5
1 40 выд.* - - - - - -
2 42 выд.* - - - - - -
3 44 выд* - - - - - -
4 45 выд.* - - - - - -
5 47 выд.* - - - - -
6 48 выд.* - - - - - -
7 50 выд.* - - - - - -
Примечание: выд.* - выделение раствора, эмульсия нестабильная

Устойчивость эмульсии с раствором хлористого кальция 5% концентрации

Таблица 16
№№ п/п Количество аминов, мг/100 мл Выделение раствора из эмульсии при отстое в течение, ч
0,25 0,5 1 2 3 4 5
1 40 выд.* - - - - - -
2 42 выд.* - - - - - -
3 44 выд* - - - - - - -
4 45 выд.* - - - - - -
5 47 выд.* - - - - -
6 48 выд.* - - - - - -
7 50 выд.* - - - - - -
Примечание: выд.* - выделение раствора, эмульсия нестабильная

Устойчивость эмульсии с раствором хлористого кальция 10% концентрации

Таблица 17
№№ п/п Количество аминов, мг/100 мл Выделение раствора из эмульсии при отстое в течение, ч
0,25 0,5 1 2 3 4 5
1 40 выд.* - - - - - -
2 42 выд.* - - - - - -
3 44 выд* - - - - - -
4 45 выд.* - - - - - -
5 47 выд.* - - - - -
6 48 выд.* - - - - - -
7 50 выд.* - - - - - -
Примечание: выд.* - выделение раствора, эмульсия нестабильная

Приведенные в таблицах 15-17 данные подтверждают ранее сделанный вывод о том, что применяемый эмульгатор является продуктом реакции аминов с соляной кислотой и поэтому не является стабилизатором эмульсий с растворами хлористого кальция.

В таблице 18 приведены результаты опытов по оценке величины межфазового поверхностного натяжения на границе «соляная кислота - дизтопливо с аминами». При проведении опытов использовали соляную кислоту производства ОАО «Каустик» и дизтопливо по ГОСТ 305-82.

Таблица 18
Количество аминов, мг/100 мл эмульсии Межфазовое поверхностное натяжение, мН/м
0 17,4
10 13,2
20 10,6
30 9,3
40 8,5
50 8,3

Из приведенных в таблице 18 данных следует вывод о том, что применяемый эмульгатор позволяет снизить величину межфазового поверхностного натяжения более, чем в два раза.

В таблице 19 приведены результаты опытов по определению зависимости вязкости эмульсии от количества аминов. Опыты проводились с соляной кислотой производства ОАО «Каустик» и образцом нефти Котовского месторождения. Зависимость вязкости эмульсии от количества аминов

Таблица 19
Количество аминов, мг/100 мл 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57
Вязкость эмульсии, мПа·с 138 140 152 190 202 220 250 290 410 516

Из приведенных в таблице 19 данных следует вывод о том, что с повышением концентрации аминов вязкость эмульсии возрастает.Это создает благоприятные условия для реализации способа: для изоляции высокопроницаемых зон используют эмульсии с большими периодами стабильности и, следовательно, с более высокими концентрациями эмульгатора и с относительно повышенной вязкостью, а для обработки низкопроницаемых зон пласта используют эмульсии с небольшими периодами стабильности, и, следовательно, с небольшими концентрациями эмульгатора и с пониженной вязкостью.

В таблице 20 приведены результаты опытов по оценке изменения вязкости эмульсии в зависимости от температуры. Для образования эмульсии использовали соляную кислоту производства ОАО «Каустик» и образец нефти Памятно-Сасовского месторождения.

Количество аминов - 40 мг на 100 мл эмульсии.

Вязкость эмульсии при различных температурах

Таблица 20
Температура, °C 30 40 50 60 70 80 90
Вязкость, мПа·с 187 112 95 83 53 32 25

Отсюда следует вывод о том, что, вязкость эмульсии с повышением температуры в процессе ее нагнетания к забою скважины многократно снижается.

На практике заявленный способ реализуется путем проведения следующих операций.

Перед обработкой проводят подготовительные работы:

- проектируют технологию обработки с обоснованием количества и качества применяемых эмульсий, а также режимов нагнетания их в пласт, проводят лабораторные опыты с образцами соляной кислоты и легкой нефти по обоснованию количества аминов для приготовления необходимых эмульсий;

- промывают скважину до забоя;

- устанавливают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в середине интервала вскрытия пласта или в верхней его части;

- определяют приемистость скважины;

- доставляют на скважину: нефть для приготовления эмульсий и продавливания их в пласт, соляную кислоту, две емкости для приема приготовленных эмульсий, два насосных агрегата, кислотный агрегат, передвижную парогенерирующую установку (ППУ), «смеситель-диспергатор» в виде штуцерной камеры со штуцером диаметром от 8 до 10 мм; необходимые для приготовления эмульсий амины;

- растворяют в нефти, подогретой с помощью ППУ до 50-60°С, расчетное количество аминов в процессе перемешивания (насос работает «на себя») в течение 15 минут;

- разбавляют соляную кислоту водой до получения раствора 15% концентрации;

- приготавливают необходимые эмульсии по регламенту заявителя: одновременно нагнетают через «смеситель-диспергатор» кислоту и нефть с аминами, при этом соотношение расходов кислоты и нефти составляет 3:2, общий расход жидкостей находится в пределах от 0,3 до 0,5 м3/мин, а давление нагнетания - от 8 до 10 МПа;

- приготовленные эмульсии направляют в отдельные емкости;

- обвязывают насосный и кислотный агрегаты с устьем скважины жесткой линией и производят их опрессовку с учетом величины допустимого давления на эксплуатационную колонну.

В процессе обработки последовательно выполняют следующие операции:

- при открытом затрубном пространстве скважины последовательно нагнетают в объеме НКТ эмульсию для временной изоляции высокопроницаемых зон пласта и часть эмульсии для воздействия на низкопроницаемые продуктивные интервалы;

- закрывают затрубное пространство скважины и продолжают нагнетание в НКТ оставшуюся часть эмульсии и продавочную жидкость;

- закрывают скважину и производят технологическую выдержку, обычно, в течение от 3 до 5 часов.

Контроль процессов блокирования высокопроницаемых зон пласта и воздействия на низкопроницаемые зоны осуществляют по изменению приемистости скважины в процессе обработки.

При низкой приемистости скважины, нагнетают в пласт до закачки первой порции эмульсии и после каждой порции эмульсии небольшое количество соляной кислоты, примерно, от 1 до 1,5 м3.

Затем осваивают скважину с удалением из пласта продуктов реакции и исследуют

на приток для оценки результатов обработки и обоснования оптимальных режимов ее эксплуатации.

Приведены промышленные испытания заявленного способа. Работы велись конфиденциально - без публикации данных о применяемом эмульгаторе. При этом заявленный способ назывался «Способ обработки призабойной зоны пласта гидрофобными кислотными эмульсиями с управляемой стабильностью (ГКЭУС)».

Для обработок использовали синтетическую техническую соляную кислоту производства ОАО «Каустик» (ингибитор Солинг, 0,45%) или ОАО «Химпром» (ингибитор В-2, 0,5%). Перед обработкой кислоту разбавляли водой до 15% концентрации. Объемное содержание кислоты в эмульсии составляло 60%.

В качестве дисперсионной среды использовали нефти Котовского, Памятно-Сасовского или Антиповско-Балыклейского месторождений.

В ОАО « ЛУКОЙЛ-Волгограднефтегаз» (ныне филиал ОАО «РИТЭК» ТПП «Волгограднефтегаз») были проведены промышленные испытания заявленного способа с целью ограничения водопритоков в скважину и воздействия на низкопроницаемые зоны продуктивного пласта по скважине №126 Котовского месторождения.

Эксплуатационный объект: евлановско-ливейский горизонт, открытый ствол 2506-2494 м, пластовая температура 75°С, пластовое давление 24,95 МПа. Обводненность добываемой продукции 86%.

Использовали 10 м3 эмульсии. Количество аминов - 6,5 кг (0,65 кг/м3).

Для воздействия на низкопроницаемые продуктивные зоны пласта использовали также 10 м3 эмульсии. Количество аминов - 4,5 кг (0,45 кг/м3).

В процессе обработки приготовленные эмульсии последовательно закачали в пласт.

В начале нагнетания отмечалось снижение приемистости скважины до 9 м3/сут.·МПа. Затем, после распада эмульсии, предназначенной для обработки низкопроницаемых зон пласта и выделения свободной кислоты для взаимодействия с пластовыми породами, приемистость скважины повысилась до 283 м3/сут.·МПа. После обработки дебит скважины увеличился с 3 т/сут. до 20 т/сут. При этом скважина перешла на фонтанирование безводной нефтью Скважина работала с повышенным дебитом в течение 2-х лет, дополнительная добыча составила свыше 8 тыс.т нефти. (Копия справки №1 приложена).

Также были проведены промышленные испытания заявленного способа с целью повышения продуктивности скважины №78 Антиповско-Балыклейского ОАО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтегаз» (ныне филиал ОАО «РИТЭК» ТПП «Волгоград-нефтегаз»).

Эксплуатационный объект: евлановско-ливейский горизонт, интервал перфорации 4747-4753 м, пластовая температура 110°C, пластовое давление 39,1 МПа. Для обработки использовали 10 м3 эмульсии. Количество аминов -7,35 кг (0,735 кг/м3), что обеспечило получение эмульсии с двухчасовым периодом стабильности в пластовых условиях.

До обработки скважина слабо переливала, средний дебит составлял 0,03 т/сут. После обработки скважина перешла на фонтанирование с дебитом 17,9 т/сут. Скважина работала в течение 2-х лет с повышенным дебитом, дополнительная добыча нефти составила 10 тыс.т нефти. (Копия справки №2 приложена).

В ООО СП «Волгодеминойл» были также проведены промышленные испытания заявленного способа на 5-ти скважинах Памятно-Сасовского месторождения (№3, 6, 8, 12 и 15 Платовским). По всем скважинам выполнялись поинтервальные обработки призабойной зоны пласта.

Объем каждой порции эмульсии, используемой для обработки пласта, в зависимости от конкретных условий, изменяли в пределах от 5 до 10 м3. Количество аминов в эмульсиях для временной изоляции высокопроницаемых зон пласта по этим скважинам с пластовыми температурами от 74 до 77°C составляло от 0,48 до 0,49 кг/м3, а в эмульсиях для воздействия на низкопроницаемые зоны пласта - от 0,44 до 0,46 кг/м3.

Анализ выполненных обработок показал, что они имеют высокую эффективность и характеризуются: значительным повышением коэффициентов продуктивности и проницаемости, снижением депрессии на пласт при работе скважин на различных режимах эксплуатации, увеличением мощности дренируемых интервалов.

Сравнительные характеристики результатов газодинамических исследований, проведенных до и после ремонтно-изоляционных работ представлены в таблице 21. (Копия справки №3 приложена).

Отсюда следует вывод о достаточно высокой эффективности заявленного способа.

Источники информации:

1. Гиматудинов Ш.К., «Справочная книга по добыче нефти», М., «Недра», 1974, с.420-432).

2. Патент RU №2114296, кл. Е21В 43/27, опубл. 1998 г.

3. Патент RU №2208150, кл. Е21В 43/27, опубл. 2003 г.

4. Патент RU №2092686, кл. Е21В 43/27, опубл. 1997 г.

5. Патент RU №2255215, кл. Е21В 43/27, опубл.2005 г.- прототип.

6.«Химический энциклопедический словарь». Москва, «Советская энциклопедия», 1983, с.41, «Амины».

1. Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт нефтекислотной эмульсии обратного типа и кислоты, отличающийся тем, что в качестве нефтекислотной эмульсии обратного типа используют эмульсию, содержащую следующие компоненты, мас.%:

Дисперсионная среда - углеводородная жидкость от 31 до 38
Эмульгатор - продукты реакции алифатических
аминов жирных кислот гидрированного таллового
масла с соляной кислотой в расчете на амины от 0,02 до 0,08
Дисперсная фаза - синтетическая
ингибированная 10-18%-ная соляная кислота Остальное

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что обратная эмульсия при температурах от 30 до 110°C имеет регулируемый период стабильности в течение от 0,5 до 5,0 ч.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что обратную эмульсию используют для ограничения водопритоков в скважину.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что обратную эмульсию используют для воздействия на низкопроницаемые зоны пласта.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве дисперсионной среды используют легкую нефть с небольшим содержанием асфальтенов и смол, дизтопливо или другие светлые нефтепродукты.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что проводят поинтервальную обработку пласта.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что поинтервальную обработку пласта проводят многократно.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин. .
Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для повышения проницаемости призабойной зоны пласта. .
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. .

Изобретение относится к кислотному водному раствору, содержащему хелатирующий агент и кислоту, в котором хелатирующий агент является глутаминовой N,N-диуксусной кислотой (GLDA) или ее солью, в котором количество GLDA или ее соли от 20 до 60 вес.%, исходя из веса водного раствора, в котором кислота выбирается из хлористоводородной кислоты, бромистоводородной кислоты, фтористоводородной кислоты, йодистоводородной кислоты, серной кислоты, азотной кислоты, фосфорной кислоты, муравьиной кислоты, уксусной кислоты, лимонной кислоты, молочной кислоты, яблочной кислоты, винной кислоты, малеиновой кислоты, борной кислоты, сероводорода или смеси двух или более этих кислот, и применениям указанного раствора в процессах очистки, процессах осаждения или процессах удаления солевого отложения, в нефтепромысловой отрасли в заканчивании и возбуждении путем кислотной обработки, разрыва и/или удаления отложений.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добывающих нефтяных скважин с использованием разъедающих веществ, и может быть использовано при обработке призабойной зоны глиносодержащего терригенного пласта.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты с низкой температурой.
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к составам для изоляции и предупреждения обвалообразований в интервалах неустойчивых пород зон поглощения, и может найти применение при строительстве скважин, при ремонтно-изоляционных работах, а также при капитальном ремонте скважин.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине, и может быть использовано для ограничения притока вод по пласту, отключения пластов и ликвидации заколонных перетоков в добывающих скважинах.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляционных работ в скважине с карбонатными коллекторами с целью увеличения нефтеотдачи пластов и изменения профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны пласта для повышения интенсификации добычи нефти.

Изобретение относится к водной композиции для эксплуатационных скважин и к способу ингибирования бактериального загрязнения с использованием водной композиции для эксплуатационных скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии предупреждения газонефтеводопроявлений в межколонном пространстве (МКП) при эксплуатации скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к производству проппантов с полимерным покрытием при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частости к герметизирующим составам для изоляционных работ в скважине, которые могут быть использованы для изоляции межколонного и заколонного пространства при эксплуатации скважин на нефтяных и газовых месторождениях, а также на подземных хранилищах газа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами. Технический результат - замедление скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличение степени охвата обработкой по толщине и глубине пласта, с использованием эмульсии, сохраняющего стабильность до 120 часов при температуре до 60°C, уменьшающего интенсивность кислотной коррозии и обладающего моющей эффективностью по отношению к асфальтосмолопарафиноотложениям. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта включает закачку в пласт эмульсии и водного раствора кислоты, причем вначале закачивают водный раствор кислоты, а закачку водного раствора кислоты и эмульсии проводят в последовательно чередующемся режиме и в качестве эмульсии используют эмульсию следующего состава, масс.%: кислота 5,0-40,0; эмульгатор - анионоактивное или неионогенное, или катионное поверхностно-активное вещество, или их смесь 1,0-10,0; углеводородный растворитель 5,0-40,0; деструктор - первичный или вторичный спирт или их смесь 0,1-5,0; ингибитор коррозии 0,01-0,05 и вода остальное. Эмульсия может содержать регулятор вязкости в количестве 0,01-6,0 масс.%. Водный раствор кислоты используют 3,0-24,0%-ной концентрации. 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 29 пр.
Наверх