Login| Sign Up| Help| Contact|

Patent Searching and Data


Title:
METHOD FOR TREATING THE NEAR-WELLBORE REGION OF A FORMATION
Document Type and Number:
WIPO Patent Application WO/2018/044200
Kind Code:
A1
Abstract:
The invention relates to the oil production industry, and more particularly to technology for stimulating oil production, and provides an increase in the stability of an emulsion for a comprehensive oil production stimulation technology. In the present method for treating the near-wellbore region of a formation, said region is treated successively with an emulsion, a buffer slug of oil, and an acidic composition, wherein the wettability of the rocks of the near-wellbore region of the formation is first determined and if the rocks are hydrophilic, a regular emulsion is used, having the following composition in wt%: 20-25 hydrocarbon phase, 3-5 emulsifier, 0.5-3 solution of colloidal silica nanoparticles, and the remainder an aqueous phase, and if the rocks are hydrophobic, a reverse emulsion is used, having the following composition in wt%: 40-45 hydrocarbon phase, 3-5 emulsifier, 1-3 solution of colloidal silica nanoparticles, and the remainder an aqueous phase.

Inventors:
SERGEEV, Vitalii Vyacheslavovich (ul. Dubninskaya, 39 kv. 7, Moscow 4, 127474, RU)
Application Number:
RU2017/000086
Publication Date:
March 08, 2018
Filing Date:
February 21, 2017
Export Citation:
Click for automatic bibliography generation   Help
Assignee:
LIMITED LIABILITY COMPANY "VI-ENERGY" (ul. Malevicha, Territory of the Innovation Center "Skolkovo" d.1, ofis 2, Moscow 6, 143026, RU)
International Classes:
E21B43/22; C09K8/57; C09K8/72; C09K8/92; E21B43/27
Foreign References:
US20090211758A12009-08-27
US6068054A2000-05-30
Attorney, Agent or Firm:
KOTLOV, Dmitry Vladimirovich (IP Center “Skolkovo” LLC, Territory of the Innovation Center "Skolkovo" dom 4, of. 402, Moscow 6, 143026, RU)
Download PDF:
Claims:
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ обработки призабойной зоны пласта, характеризующийся тем, что призабойную зону пласта обрабатывают последовательно эмульсионным раствором, ограничивающим водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон продуктивного пласта, оторочкой нефти, являющейся буферной и обеспечивающей недопущение взаимодействия эмульсионного раствора с кислотной композицией при закачке в скважину и продавке в призабойную зону пласта, и кислотной композицией, отличающийся тем, что предварительно определяют смачиваемость горных пород призабойной зоны продуктивного пласта, и в случае гидрофильности горных пород продуктивного интервала, применяют эмульсионный раствор прямого типа следующего состава, % масс: углеводородная фаза - 20-25,

эмульгатор - 3-5,

раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 0,5-3,

водная фаза - остальное,

а в случае гидрофобности горных пород продуктивного интервала, применяют эмульсионный раствор обратного типа следующего состава, % масс: углеводородная фаза - 40-45,

эмульгатор - 3-5,

раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 1-3,

водная фаза - остальное.

2. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния содержит, % масс: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40,

монометиловый эфир пропиленгликоля - 59,5,

вода - остальное.

3. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что в качестве эмульгатора используют эмульгатор марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ.

4. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что в качестве углеводородной фазы используют дизельное топливо или подготовленную нефть с нефтесборного пункта.

5. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что в качестве водной фазы используют раствор хлорида кальция или хлорида натрия.

Description:
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти с целью увеличения конечного коэффициента извлечения нефти. Одним из путей повышения эффективности применения методов интенсификации добычи нефти является применение технологий комплексной обработки призабойной зоны пласта (ПЗП). Одна из технологий такого вида представлена автором данной работы в патенте РФ на изобретение N° 2583104 (патентообладатель Сергеев В. В., МПК Е21 В 43/27, Е21 В 33/138, опубликован 10.05.2016), принятым за прототип. Технология заключается в комбинировании двух видов обработок ПЗП. Комбинирование приводит к получению синергетического эффекта. Воздействие производится поэтапно: первый этап - обработка высокопроницаемых интервалов ПЗП инвертно-эмульсионным раствором (ИЭР), второй этап - воздействие кислотным составом на низкопроницаемые интервалы ПЗП. При этом ИЭР содержит, об. %: эмульгатор - 2, углеводородную фазу (дизельное топливо) - 20, водную фазу - остальное.

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

По результатам 6 мес. мониторинга работы скважин, обработанных в рамках опытно- промыслового испытания комплексной технологии интенсификации добычи нефти, было определено, что положительный технологический эффект составляет в среднем 4 мес. На фиг. 1 приведена таблица, отражающая средние значения основных показателей работы скважин Пашнинского месторождения после обработки известной комплексной технологией за период 4 мес. со дня обработки. В среднем по прошествии 4 мес. обводненность скважин снова возрастала до прежнего уровня. Недостатком известного способа является недостаточно высокая стабильность ИЭР в пластовых условиях. Из уровня техники известен состав для обработки подземных нефтяных пластов, содержащий коллоидные наночастицы диоксида кремния диаметром от 4 до 300 нм (патент WO 2007135617 А1 , патентообладатели SCHLUMBERGER СА LTD, SCHLUMBERGER SERVICES PETROL, SCHLUMBERGER HOLDINGS, SCHLUMBERGER TECHNOLOGY BV, PRAD RES & DEV NV, ODEH NADIR M M, CHAABOUNI HASSAN, CHAN KENG SENG, ENKABABIAN PHILIPPE, МПК C09K 8/504, C09K 8/506, C09K 8/516, дата публикации 29.11.2007). Известный состав образовывает гель с задержкой во времени. В нефтяном пласте присутствует необходимый для гелеобразования донор гидроксилов, который при повышенных температурах высвобождает гидроксильные группы и тем самым способствует формированию гелеобразующего препарата. В результате состав блокирует водоносные интервалы пласта.

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

Из уровня техники известен способ получения углеводородов из подземного пласта, включающий обработку призабойной зоны пласта нагнетательных скважин инвертно- эмульсионным раствором (патент US 2006040661 А1 , патентообладатели CHOI HYUNG- AM, ECKERT MICHAEL, LUFT ACHIM, МПК H04L 12/28, H04L 29/06, H04W 48/16, H04W 88/06, H04W 84/04, H04W 84/12, дата публикации 29.1 1.2007) с целью вытеснения нефти к добывающим скважинам. Инвертно-эмульсионный раствор содержит углеводородную фазу, водную фазу и твердые частицы, в качестве которых могут быть использованы наночастицы коллоидной двуокиси кремния с диаметром частиц 10-20 нанометров. Известным изобретением достигается повышение стабильности эмульсии и эффективности вытеснения углеводородов.

Недостатком известного состава является необходимость насыщения углеводородной фазы эмульсии газом. Это усложняет процесс приготовления рабочего раствора и требует применения специального оборудования. Кроме того, известный способ не предназначен для обработки ПЗП добывающих скважин, а только для нагнетательных. Техническим результатом заявленного изобретения является повышение стабильности эмульсионного раствора (ЭР) для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом за счет избирательного блокирования водоносных интервалов пласта высокостабильным водоизолирующим составом.

Сущность изобретения заключается в том, что обрабатывают призабойную зону пласта последовательно эмульсионным раствором, ограничивающим водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон продуктивного пласта, оторочкой нефти, являющейся буферной и обеспечивающей недопущение взаимодействия эмульсионного раствора с кислотной композицией при закачке в скважину и продавке в призабойную зону пласта, и кислотной композицией, при этом предварительно определяют смачиваемость горных пород призабойной зоны продуктивного пласта, и в случае гидрофильное™ горных пород продуктивного интервала, применяют эмульсионный раствор прямого типа следующего состава, % масс: углеводородная фаза - 20-25, эмульгатор - 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 0,5-3, водная фаза - остальное, а в случае гидрофобности горных пород продуктивного интервала, применяют эмульсионный раствор обратного типа следующего состава, % масс: углеводородная фаза - 40-45, эмульгатор - 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 1-3, водная фаза - остальное. Раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния может содержать, % масс: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59,5, вода - остальное. В качестве эмульгатора можно использовать эмульгатор марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ. В качестве углеводородной фазы можно использовать дизельное топливо или подготовленную нефть с нефтесборного пункта. В качестве водной фазы можно использовать раствор хлорида кальция или хлорида натрия. Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.

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

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

На фиг. 3 показана зависимость вязкостей составов прямой тип ЭР + наночастицы Si0 2 от содержания минерализованного раствора при скорости вращения шпинделя 30 об./мин. На фиг. 4 показана зависимость вязкостей составов обратный тип ЭР + наночастицы Si0 2 от содержания минерализованного раствора при скорости вращения шпинделя 30 об./мин.

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

На фиг. 6 показаны результаты проведения эксперимента по измерению динамической вязкости ЭР прямого типа + 3% наночастиц Si0 2 до и после смешения с углеводородной фазой.

На фиг. 7 показаны результаты проведения эксперимента по измерению динамической вязкости ЭР обратного типа + 3% наночастиц Si0 2 до и после смешения с углеводородной фазой.

С целью разработки высокостабильных эмульсионных растворов (ЭР), увеличивающих эффективность добычи нефти, проведены эксперименты по исследованию вязкостных свойств двух типов эмульсионных растворов (прямого и обратного) с добавками наночастиц диоксида кремния Si0 2 и определению термостабильности разработанных составов.

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

Перед проведением экспериментов по исследованию динамики вязкостных свойств двух типов ЭР с помощью устройства «САТ R50 D» в течение 15 мин. проводилось смешение компонентов, составляющих образцы базовых ЭР: дизельное топливо, эмульгатор и модель пластовой воды (раствор CaCI 2 , NaCI плотностью 1 100 кг/м 3 ).

С целью определения динамики вязкости базовых ЭР прямого и обратного типа при смешении с моделью пластовой воды (раствором хлорида кальция CaCI 2 плотностью 1100 кг/м 3 ) производились добавки раствора хлорида кальция CaCI 2 в базовые образцы в объемах: 5; 10; 15; 20; 25; 30% масс, при 20 °С (фиг. 2).

После измерения вязкостных свойств базовых образцов ЭР были проведены

эксперименты по определению зависимости вязкости ЭР прямого и обратного типа от массового содержания наночастиц Si0 2 , выявления оптимальной концентрации наночастиц Si0 2 в ЭР при смешении состава с моделью пластовой воды (раствор хлорида кальция СаС1 2 ), а также стабильности составов.

В экспериментах были подготовлены 12 опытных образцов ЭР прямого и обратного типов со следующими объемами добавок наночастиц диоксида кремния Si0 2 : 0,5; 1 ; 2; 3; 4; и 5% масс. После этого в каждый из опытных образцов производилась добавка модели пластовой воды (раствор хлорида кальция CaCI 2 ) в объемах: 5; 10; 15; 20; 25; 30% масс, составы тщательно перемешивались магнитной мешалкой «САТ R50 D» в течение 30 мин, и после производилось измерение вязкости полученных составов. Исследования проводились при температуре 20°С. Тип эмульсионного раствора (прямой или обратный) выбирают в зависимости от характера смачиваемости горных пород продуктивных интервалов.

В случае гидрофильности горных пород продуктивного интервала применяют состав нового ЭР прямого типа с содержанием наночастиц коллоидной двуокиси кремния, % масс: углеводородная фаза - дизельное топливо 20-25, эмульгатор 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния 0,5-3, водная фаза (раствор СаС1 2 или NaCI) остальное.

По результатам проведенных экспериментов построены графики динамики вязкости ЭР прямого типа с добавками наночастиц Si0 2 при смешении с моделью пластовой воды (раствор хлорида кальция СаС1 2 ) (фиг. 3).

В случае гидрофобное™ горных пород продуктивного интервала применяют состав нового ЭР обратного типа с содержанием наночастиц коллоидной двуокиси кремния, % масс: углеводородная фаза - дизельное топливо 40-45, эмульгатор 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния 1-3, водная фаза (раствор CaCI 2 или NaCI) остальное. По результатам проведенных экспериментов построены графики динамики вязкости ЭР обратного типа с добавками наночастиц Si0 2 при смешении с моделью пластовой воды (раствор хлорида кальция СаС1 2 ) (фиг. 4).

Выявленные зависимости позволяют сделать вывод, что наличие добавки от 0,5 до 3% масс, коллоидной двуокиси кремния в составах ЭР как прямого, так и обратного типов приводит к увеличению вязкостных свойств ЭР с 4080 до 6800 мПа-с при смешении с 30% масс, модели пластовой воды (фиг. 5).

Статистический анализ результатов экспериментов позволил определить оптимальные концентрации раствора наночастиц коллоидной двуокиси кремния Si0 2 в составе ЭР прямого и обратного типа, находящиеся в интервале 0,5-3% масс.

Исследование термостабильности составов производилось в водяной бане «LOIP LB- 161». В результате экспериментов на термостабильность составов ЭР+наночастицы Si0 2 с добавками раствора хлорида кальция CaCI 2 - 15% масс, определено, что в интервале добавок наночастиц диоксида кремния Si0 2 от 0,5 - 3% масс, составы проявили стабильность при выдержке в течение 48 часов при температуре 80 °С.

С целью определения влияния наночастиц диоксида кремния Si0 2 на способность ЭР снижать вязкость при взаимодействии с углеводородной фазой были проведены эксперименты, которые позволили определить влияние углеводородов на вязкостные свойства системы разработанных ЭР. Углеводороды являются гидрофобными соединениями, не смешивающимися с водой.

Однако способность углеводородов диффундировать в ядра мицелл оказывает влияние на их форму, размер и, как следствие, на реологические свойства растворов [1].

Для экспериментов были выбраны растворы с содержанием 1% масс, наночастиц, в который производились различные по объему добавки модели пластовой воды: 5, 10, 15, 20, 25, 30 % масс, соответственно. Таким образом, были получены 12 образцов растворов с различным массовым содержанием модели пластовой воды. Эксперименты по исследованию влияния углеводородов на реологические свойства составов ЭР + наночастицы диоксида кремния Si0 2 производили следующим образом.

Поочередно разработанные растворы с различным массовым содержанием модели пластовой воды смешивали с нефтью (вязкость - 22 мПа с, плотность - 866 кг/м 3 ) в колбе в соотношении 50 мл раствора на 20 мл нефти, в течение 20 секунд встряхивали. Полученную массу в течение 1 ч выдерживали в водяной бане при температуре 40°С. После выдержки наблюдалось фазовое разделение системы на верхнюю - углеводородную и нижнюю - водную фазы. После этого производилось измерение вязкости полученных образцов на ротационном вискозиметре при скорости вращения шпинделя 30 об./мин. Результаты экспериментов по взаимодействию нефти с ЭР прямого и обратного типов графически представлены на фиг. 6 и 7.

По результатам анализа определена высокая чувствительность раствора ЭР + наночастицы диоксида кремния Si0 2 к углеводородам. Смешение с нефтью приводит к значительному снижению вязкости: с максимального значения - 6430 до 90 мПа-с и минимального значения - 2730 до 40 мПа-с.

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

Таким образом, результаты проведенных экспериментов подтверждают способность ЭР+наночастицы диоксида кремния Si0 2 значительно снижать вязкость при взаимодействии с углеводородной фазой, что имеет большое значение при применении раствора в технологиях интенсификации добычи нефти или увеличения нефтеотдачи пластов. Способность раствора избирательно блокировать водоносные интервалы пласта является главной его особенностью и преимуществом. При этом для ЭР прямого типа наиболее эффективным является ЭР следующего состава, % масс. эмульгатор (например, марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ) 3-5,

углеводородная фаза (например, дизельное топливо) 20-25,

раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния 0,5-3,

водная фаза (например, раствор СаС1 2 или NaCI) остальное,

где раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния содержит, % масс: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте 40, монометиловый эфир пропиленгликоля 59,5, вода остальное. Для ЭР обратного типа наиболее эффективным является ЭР следующего состава, % масс: эмульгатор (например, марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ) 3-5,

углеводородная фаза (например, дизельное топливо) 40-45,

раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния 1-3,

водная фаза (например, раствор CaCI 2 или NaCI) остальное,

где раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния содержит, % масс: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте 40, монометиловый эфир пропиленгликоля 59,5, вода остальное.

Предпочтительный размер наночастиц двуокиси кремния - 45 нм. При осуществлении способа в качестве углеводородной фазы рекомендуется использовать дизельное топливо, также допускается использование подготовленной нефти с нефтесборного пункта.

Ниже приведен пример осуществления способа.

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

Наиболее распространенная методика определения смачиваемости горных пород состоит в оптическом измерении краевого угла смачивания по замеру угла мениска, образованного на поверхности горной породы в системе вода - углеводородная жидкость с применением современной специализированной оптической цифровой техники. В случае если порода смачивается водой, то краевой угол смачивания Θ практически равен нулю, что является показателем гидрофильности горной породы. В случае если порода смачивается нефтью, то краевой угол смачивания Θ приближается к 180° , что является показателем гидрофобности горной породы. На поверхности с промежуточной смачиваемостью краевой угол зависит от баланса сил поверхностного натяжения [5].

В данном примере осуществления способа выявили, что краевой угол смачивания Θ практически равен нулю, что является показателем гидрофильности горной породы (т.е. порода смачивается водой), на основании чего определили тип ЭР - необходим ЭР прямого типа. Перед осуществлением обработки ПЗП подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и призабойной зоны скважины. Для этого выполнили следующие технологические операции:

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

- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет ПАВ. Установили башмак колонны НКТ в интервал на 1-2 м ниже перфорированной части пласта.

После того, как все подготовительные работы провели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по обработке ПЗП: 1 ) Произвели закачку в колонну НКТ расчётного объёма ЭР и посадку пакера строго в следующей последовательности:

- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭР). ЭР прямого типа содержит, % масс: эмульгатор - 3-5, углеводородную фазу - 20-25, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 0,5-3, водную фазу - остальное, где раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния содержит, % масс: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59,5, вода - остальное. В качестве эмульгатора использовали эмульгатор марки Синол-ЭМ, в качестве углеводородной фазы - дизельное топливо, в качестве водной фазы - раствор хлорида кальция. ЭР ограничивает водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон пласта, и при этом обладает высокой стабильностью. Увеличение вязкости и стабильности происходит за счет включения наночастиц двуокиси кремния в сетку цилиндрических мицелл ПАВ в результате присоединения энергетически невыгодных торцевых частей мицелл к слою ПАВ на поверхности наночастиц (подробнее [2], [3], [4]). - Произвели посадку пакера (5 - 10 м выше верхних перфорационных отверстий).

- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал. 2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку расчётного объёма (0,2 т), являющуюся буферной, для предотвращения прямого контакта ЭР и кислотной композиции (вводимой следующей) в стволе скважины.

3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) расчётным объёмом кислотной композиции. Использовали кислотную композицию следующего состава: 15-ти процентная соляная кислота, диэтиленгликоль, уксусная кислота, гидрофобизатор на основе амидов, ингибитор коррозии, техническая вода.

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

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

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

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

Осуществили заключительные мероприятия:

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

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

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

В случае гидрофобности горных пород продуктивного пласта, способ был бы осуществлен аналогично, но с применением ЭР обратного типа следующего состава, % масс: углеводородная фаза - 40-45, эмульгатор - 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 1-3, водная фаза - остальное. Таким образом, изобретение обеспечивает повышение стабильности ЭР, применяемого для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом за счет избирательного блокирования водоносных интервалов пласта. Источники информации:

1. Shibaev, А. V. How a viscoelastic solution of wormlike micelles transforms into a microemulsion upon absorption of hydrocarbon: New insight [Text] / A. V. Shibaev, M. V. Tamm, V. S. Molchanov, A. V. Rogachev, A. I. Kuklin, E. E. Dormidontova, O. E. Philippova // Langmuir. - 2014. - V.30. - No13. - P. 3705-3714. 2. Pletneva, V.A. Viscoelasticity of Smart Fluids Based on Wormlike Surfactant Micelles and

Oppositely Charged Magnetic Particles / V.A. Pletneva, V.S. Molchanov, O.E. Philippova [Text] // Langmuir. - 2015. - V.31 (1). - P. 110- 1 19.

3. Nettesheim, F. Influence of Nanoparticle Addition on the Properties of Wormlike Micellar Solutions [Text] / F. Nettesheim, M.W. Liberatore, Т.К. Hodgdon, N.J. Wagner, E.W. Kaler, M. Vethamuthu // Langmuir. - 2008. - V.24. - P. 7718-7726.

4. Диссертация на соискание к.х.н. Исмагилов Ильнур Фанзатович. «Супрамолекулярная система на основе цилиндрических мицелл анионного ПАВ и наночастиц оксида кремния». ФГБОУ ВО «Казанский национальный исследовательский технологический университет», Казань, 2016 г.

5. Нефтегазовое обозрение. Шлюмберже. Лето 2007 г