UA137217U - Спосіб дії на неоднорідний за проникністю та насиченням продуктивний пласт - Google Patents
Спосіб дії на неоднорідний за проникністю та насиченням продуктивний пласт Download PDFInfo
- Publication number
- UA137217U UA137217U UAU201903387U UAU201903387U UA137217U UA 137217 U UA137217 U UA 137217U UA U201903387 U UAU201903387 U UA U201903387U UA U201903387 U UAU201903387 U UA U201903387U UA 137217 U UA137217 U UA 137217U
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- solution
- osb
- dispersion
- permeability
- water
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 21
- 230000009471 action Effects 0.000 title claims abstract description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 87
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims abstract description 34
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 claims abstract description 17
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 17
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 16
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 7
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 15
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 15
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical class F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 4
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 4
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 4
- 229910001420 alkaline earth metal ion Inorganic materials 0.000 description 3
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 3
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 3
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 3
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical group [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 3
- 229910000406 trisodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000019801 trisodium phosphate Nutrition 0.000 description 3
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 2
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 2
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920006372 Soltex Polymers 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920003118 cationic copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000004815 dispersion polymer Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000005185 salting out Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Abstract
Спосіб дії на неоднорідний за проникністю та насиченням продуктивний пласт включає нагнітання у пласт дисперсії вуглеводневих частинок, буферного розчину та активного технологічного розчину. Як дисперсію вуглеводневих частинок використовують сульфований бітум ОСБ-5 або ОСБ-50 при концентрації 0,1-5 % у полімерному розчині, як буферний розчин використовують або прісну воду, або мінералізовану воду, або водний розчин неіоногенної поверхнево-активної речовини, а як активний технологічний розчин використовують або солянокислотний розчин, або глинокислотний розчин, або розчин неіоногенної поверхнево-активної речовин, або розчин аніонактивної поверхнево-активної речовин.
Description
Корисна модель належить до нафтогазовидобувної промисловості, а саме до обробки пластів кислотними розчинами та поверхнево-активними системами.
Відомий спосіб тампонування тріщин у віддаленій від свердловини зоні пласта, що включає нагнітання у пласт дисперсії асфальтено-смолистого наповнювача у рідині-носії при тиску, що перевищує тиск розкриття тріщини на 4,2 МПа (авторське свідоцтво СРСР, Мо 1380334, Е21В 33/13, 1989). Використання даного способу дозволяє блокувати промиті високопроникні зони у глибині пласта, в результаті чого досягається зміна напрямку фільтрації води та відповідно збільшення витиснення залишкової нафти. Однак, відомий спосіб має деякі недоліки. По-перше, використання відомого способу призначене для дії на пласт в цілому і реалізується шляхом нагнітання наповнювача через нагнітальні свердловини і відбором пластових флюїдів у видобувних свердловинах (тобто його реалізація у видобувних нафтових свердловинах є неможливою. По-друге, використання наповнювача забезпечує блокування високопроникних, частково або повністю обводнених прошарків, але не забезпечує зростання проникності низькопроникної зони пласта.
Найбільш близьким аналогом є спосіб селективної кислотної обробки, що включає послідовне нагнітання у пласт суміші асфальтено-смолистого наповнювача АСМГ (15-25 95) у конденсаті (10-20 95) та в'язкій нафті (решта до 100 95), 10-15 9юо розчину тринатрійфосфату та стандартного кислотного розчину (патент України, Ме 15185 А, Е21В 43/27, 1997 р.)
Використання дисперсної суміші асфальтено-смолистого наповнювача АСМГ у конденсаті та в'язкій нафті забезпечує блокування високопроникних або ообводнених зон нафтової свердловини. Використання 10-1595 розчину тринатрійфосфату забезпечує блокування середньопроникних прошарків пласта та виконує функцію буферної рідини між вуглеводневою сумішшю та кислотним розчином. Використання стандартного кислотного розчину забезпечує підвищення проникності низькопроникних прошарків. Однак, відомий спосіб має деякі недоліки.
По-перше, приготування вуглеводневої дисперсії наповнювача АСМГ є трохи складним та пожежонебезпечним. По-друге, залежно від початкової проникності продуктивного пласта 10- 15 95 розчин тринатрійфосфату може проникати деколи і у низькопроникні прошарки пласта та блокувати їх. Тому кислотний розчин у такому випадку нераціонально буде використовуватись для дії на породу.
В основу корисної моделі поставлена задача створити спосіб дії на неоднорідний за проникністю та насиченням продуктивний пласт, в якому завдяки використанню нових реагентів та зміни технологічних режимів досягається проведення більш ефективного процесу блокування високопроникних або обводнених прошарків та з підключенням до або збільшенням частки у розробці менш проникних прошарків у привибійній зоні пласта.
Поставлена задача вирішується шляхом нагнітання у неоднорідний пласт дисперсії вуглеводневих частинок, буферного розчину та активного технологічного розчину, згідно з корисною моделлю, як дисперсію вуглеводневих частинок використовують сульфований бітум
ОСБ-5 або ОСБ-50 при концентрації 0,1-595 у полімерному розчині, як буферний розчин використовують або прісну воду, або мінералізовану воду, або водний розчин неіоногенної поверхнево-активної речовини, а як активний технологічний розчин використовують або солянокислотний розчин, або глинокислотний розчин, або розчин неіоногенної поверхнево- активної речовини, або розчин аніонактивної поверхнево-активної речовини.
Суттєвими відмінностями запропонованого способу заводнення від відомого є: 1) як дисперсію вуглеводневих частинок використовують сульфований бітум ОСБ-5 або
ОСБ-50 при концентрації 0,1-5 95 у полімерному розчині; 2) як буферний розчин використовують або прісну воду, або мінералізовану воду, або водний розчин неіоногенної поверхнево-активної речовини; 3) як активний технологічний розчин використовують або солянокислотний розчин, або глинокислотний розчин, або розчин неіоногенної поверхнево-активної речовини, або розчин аніонактивної поверхнево-активної речовини.
Проведення більш ефективного способу дії на неоднорідний за проникністю та насиченням продуктивний пласт досягається, в першу чергу, завдяки використанню сульфованого бітуму
ОСБ-5 або ОСБ-50 (за ТУ У 24.6-24709453-007:2008) при концентрації 0,1-5 95 у полімерному розчині. Особливістю цього продукту є його часткове розчинення як у воді, так і у вуглеводнях.
За фракційним складом ОСБ-5 представлений частинками з меншими розмірами, ніж ОСБ-50, але вони обидва суттєво переважають інші сульфовані бітуми, такі як асфасол чи солтекс. В процесі експериментальних досліджень встановлено, що у воді розчиняється приблизно 20- 25 95 сульфованого бітуму. Відповідно у вуглеводнях максимально може розчинитись до 80 95 вказаного продукту. Таким чином, суміш сульфованого бітуму ОСБ-5 або ОСБ-50 у воді 60 практично представляє собою дисперсію вуглеводневорозчинних часточок сульфованого бітуму у водному розчині водорозчинних компонентів сульфованого бітуму ОСБ-5 або ОСБ-50.
Блокування високопроникних зон порового колектора такою дисперсію відбувається завдяки двом різним механізмам ізоляції. Перший механізм пов'язаний з блокуванням порових каналів великого діаметру нерозчинними частинками продукту. Оскільки такі частинки є відносно великого розміру, то вони можуть переноситись виключно по великим порам. Другий механізм блокування пов'язаний зі здатністю водного розчину водорозчинного сульфованого бітуму до висалювання при його контакті з мінералізованою водою. Нерозчинні частинки сульфованого бітуму, що виділяється з водного розчину на певній відстані від стовбуру свердловини, забезпечує зниження проникності менш проникних прошарків продуктивного пласта.
Експериментальними дослідженнями було встановлено, що коефіцієнт відновлення проникності після нагнітання 0,1-5 95 суспензії ОСБ-5 через водонасичені взірці гірської породи з різною проникністю становить 21-38 90 від початкового значення. У разі нафтонасичених взірців коефіцієнт відновлення проникності становить 13-29 95 від початкового значення. При використанні 0,1-595 суспензії ОСБ-50 відповідні показники коефіцієнта відновлення проникності для водонасичених взірців становить 8-20 9о, а для нафтонасичених взірців - 4- 12 95. Тобто в результаті нагнітання суспензії сульфованого бітуму ОСБ-5 або ОСБ-50 через поровий колектор його проникність залежно від умов може зменшуватись в 3-25 разів. Завдяки цьому створюються умови для ефективного блокування або високопроникних, або обводнених, або одночасно високопроникного і обводненого прошарків продуктивного пласта.
Використання як дисперсійної основи для перенесення 0,1-5905 дисперсії сульфованого бітуму ОСБ-5 або ОСБ-50 розчину водорозчинного полімеру з концентрацією 0,03-3 95 пов'язано з наступними чинниками. По-перше, використання сульфованого бітуму ОСБ-5 або
ОСБ-50 для створення дисперсії вуглеводневих частинок призводить до зростання кількості нерозчинних компонентів. Тому для попередження передчасного їх випадання необхідно використовувати рідини з підвищеною в'язкістю. З цією метою у прісній воді розчиняють водорозчинний полімер при концентрації 0,03-3 95. Як водорозчинний полімер може бути використаний один з різновидів ефіру целюлози, співполімерів акриламіду або біополімеру. Як ефір целюлози використовують карбоксиметилцелюлозу, оксіетильовану целюлозу, складні ефіри. Як співполімери акриламіду використовують неіоногенні, сульфовані та катіонні
Зо поліакриламіди. Як біополімер використовують симусан, енпосам, аубазидан. По-друге, спільне використання полімеру та сульфованого бітуму забезпечує подальше зниження коефіцієнта відновлення проникності порового колектора у порівнянні з самостійним використанням або полімерного розчину, або сульфованого бітуму завдяки синергетичному ефекту. По-третє, в умовах тріщинувато-порового колектора використання полімерної дисперсії сульфованого бітуму ОСБ-5 або ОСБ-50 покращує втримування ізоляційного екрана в тріщинуватій зоні пласта.
Завдяки ефективному блокуванню високопроникних і обводнених прошарків продуктивного пласта активний технологічний розчин, що нагнітається слідом, вимушений шукати нові шляхи для фільтрації до низькопроникних але нафтонасичених прошарків. А це в свою чергу створює умови для підключення до розробки покладу нових прошарків або застійних зон, які зазвичай є нафтонасиченими. Як активний технологічний розчин використовують або солянокислотний розчин, або глинокислотний розчин, або розчин неіоногенної поверхнево-активної речовини, або розчин аніонактивної поверхнево-активної речовини. Вибір кислотного розчину визначається виключно мінералогічним складом породи пласта. Наприклад, солянокислотний розчин з необхідними додатками (стабілізатор, інгібітор корозії ПАР, спирти тощо) використовується для дії на карбонатні породи та теригенні породи з карбонатним цементом.
Глинокислотний розчин на основі соляної та фтористоводневої кислот з необхідними додатками використовується для дії на теригенні породи з карбонатно-глинистим цементом та пластовою температурою до 80"С. Глинокислотний розчин на основі фосфорної чи оцтової та борофтористоводневої кислот з необхідними додатками використовується для дії на теригенні породи з карбонатно-глинистим цементом та пластовою температурою вище 80 "с.
Використання кислотного розчину забезпечує збільшення проникності низькопроникних прошарків пласта. Використання розчину ПАР в таких умовах забезпечує покращення проникнення технологічного розчину та витиснення з порового колектора адсорбованої нафти.
Вибір ПАР залежить виключно від їх здатності зменшувати міжфазний натяг та ефективно витискати залишкову нафту. Це можуть бути як неіоногенні ПАР, такі як неонол, превоцел, савенол, радинол тощо, так і аніонактивні ПАР, такі як карпатол, КНС, сульфонол тощо.
Необхідно відмітити, що при контакті кислотного розчину з сульфованим бітумом може спостерігатись передчасне висалювання продукту з його водного розчину, що зменшує 60 ефективність використання запропонованого способу. А це свою чергу призводить до зростання тиску нагнітання та різкого зниження темпу нагнітання активного технологічного розчину. Тому для зменшення ймовірності передчасного змішування дисперсії сульфованого бітуму ОСБ-5 або ОСБ-50 з кислотним розчином та відповідно збільшення глибини оброблення продуктивного пласта між ними необхідно нагнітати облямівку буферної рідини. Як буферний розчин використовують або прісну воду, або мінералізовану воду, або водний розчин неіоногенної поверхнево-активної речовини. Вибір буферного розчину залежить від геолого- промислових умов пласта. Наприклад, за малого вмісту іонів кальцію та магнію у пластовій воді оптимальною буферною рідиною є пластова вода з високим вмістом вказаних іонів. Завдяки цьому при їх контакті з сульфованим бітумом відбуватиметься взаємодія водорозчиненних компонентів сульфованого бітуму з іонами лужноземельних металів тільки на контакті дисперсії та буферного розчину. При великому вмісті іонів кальцію та магнію у пластовій воді (не менше 2000 мг/л) взаємодія водорозчиненних компонентів сульфованого бітуму з іонами лужноземельних металів відбувається вже на контакті дисперсії та пластової води, тому оптимальною буферною рідиною є прісна вода, яка буде попереджувати передчасний контакт кислотного розчину та дисперсії бітуму. Використання 0,05-0,5 95 розчину нейіоногенної поверхнево-активної речовини на прісній воді у порівнянні з самостійним застосуванням прісної води забезпечує кращі показники, оскільки додатково забезпечує витиснення залишкової нафти. У разі використання як активного технологічного розчину - розчину ПАР, то він може одночасно виконувати роль і буферного розчину, і роль агента впливу на пластові флюїди.
Процес дії на продуктивний пласт по запропонованій схемі здійснюють наступним чином.
Завчасно готують необхідні об'єми полімерного розчину, буферного розчину, сульфованого бітуму ОСБ-5 або ОСБ-50 та активного технологічного розчину. Приготування дисперсії розпочинають шляхом поступового введення до полімерного розчину сульфованого бітуму.
Перемішування розчину здійснюють до ліквідації частинок бітуму великої дисперсності (визначається візуально під час короткої зупинки процесу перемішування по вспливанню вуглеводнево-розчинних компонентів сульфованого бітуму). Після цього приступають до послідовного нагнітання у пласт 0,1-5 95 суспензії сульфованого бітуму ОСБ-5 або ОСБ-50 у полімерному розчині, буферного розчину (або прісна вода, або мінералізована вода, або водний розчин неіїоногенної поверхнево-активної речовини) та активного технологічного
Зо розчину (або солянокислотний розчин, або глинокислотний розчин, або розчин неіоногенної поверхнево-активної речовини, або розчин аніонактивної поверхнево-активної речовини).
Співвідношення об'ємів даних розчинів становить (0,1-1):0,1-0,53:1. Останню порцію протискують у пласт рідиною глушіння. Залишають свердловину на реакцію (1-3 години у разі кислотних розчинів та 24-48 годин у разі розчинів ПАР).
Приклад здійснення способу.
Приклад 1.
Для використання запропонованого способу вибираємо типову свердловину. Продуктивні пласти свердловин Долинського родовища характеризуються теригенними породами великої товщини (більше 100 м) з початковою проникністю 0,01-0,05 мкм? та пластовою температурою біля 80 "С. Дебіт свердловини складає 2,1 т/доб при обводненні 92 95. Вміст іонів кальцію та магнію становить 2358 мг/л. Для підвищення продуктивності на цих свердловинах пропонується використовувати 595 за нафтовими сульфонатами розчин карпатолу УМ-1 в об'ємі 36 м3.
Оскільки обводненість продукції є високою, то для її зниження використовують тимчасово блокуючий розчин - З 95 дисперсію сульфованого бітуму ОСБ-5 (вибір цього бітуму пов'язаний з низькою початковою проникністю продуктивних пластів Долинського родовища) на 0,595 розчині біополімеру С-1. Об'єм блокуючого розчину для таких умов становить 10 м3 (приблизно 0,3). Оскільки вміст іонів лужноземельних металів є високим, то як буферний розчин може бути прісна вода або розчин ПАР. Оскільки дія на пласт буде проводитись розчином карпатолу, то як буферний розчин використовуємо 0,5 95 розчин савенолу за об'єму 7 м3 (приблизно 0,2). Після приготування запланованих об'ємів технологічних рідин приступають до їх нагнітання у свердловину. Для цього у колону НКТ послідовно нагнітають 10 м3 З 95 дисперсії сульфованого бітуму ОСБ-5 на 0,5 95 розчині біополімеру С - 1,7 м3 0,5 95 розчину савенолу, та 36 м3 5 95 за нафтовими сульфонатами розчину карпатолу УМ-1 та 10 му рідини глушіння (пластова вода).
По завершенню його потискування в пласт, витримують розчин протягом 24 годин на реагування. Свердловину освоюють і запускають в експлуатацію. В результаті дії дебіт свердловини по нафті збільшився до 5,3 т/доб.
Приклад 2.
Для використання запропонованого способу вибираємо типову свердловину. Продуктивні пласти свердловин Глинсько-Розбишівського родовища характеризуються теригенними бо породами великої товщини (до 100 м) з початковою проникністю 0,1-14 мкм? та пластовою температурою біля 70 "С. Дебіт свердловини складає 2,5 т/доб при обводненні 72 95. Вміст іонів кальцію та магнію становить 954 мг/л. Для підвищення продуктивності на цих свердловинах пропонується використовувати глинокислотний розчин на основі 15 9о соляної кислоти та 1 95 фтористоводневої кислоти з необхідними додатками в об'ємі 11 м3. Оскільки обводненість продукції є відносно високою, то для її зниження використовують тимчасово блокуючий розчин - 195 дисперсію сульфованого бітуму ОСБ-50 (вибір цього бітуму пов'язаний з високою початковою проникністю продуктивних пластів Глинсько-Розбишівського родовища) на 0,1 95 розчині ПАА. Об'єм блокуючого розчину для таких умов становить 8 м" (приблизно 0,7).
Оскільки вміст іонів лужноземельних металів є невисоким, то як буферний розчин повинна бути пластова вода. Оскільки дія на пласт буде проводитись кислотним розчином, то як буферний розчин використовуємо пластову воду за об'єму 10 м3 (приблизно 0,9). Після приготування запланованих об'ємів технологічних рідин приступають до їх нагнітання у свердловину. Для цього у колону НКТ послідовно нагнітають 8 м3 1 95 дисперсії сульфованого бітуму ОСБ-50 на 0,1 95 розчині ПАА, 10 м3 пластової води, 11 м3 глинокислотного розчину та 9 м3 рідини глушіння (пластова вода). По завершенню його потискування в пласт, витримують розчин протягом 2 годин на реагування. Свердловину освоюють і запускають в експлуатацію. В результаті дії дебіт свердловини по нафті збільшився до 6,9 т/доб.
Claims (1)
- ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІСпосіб дії на неоднорідний за проникністю та насиченням продуктивний пласт, що включає нагнітання у пласт дисперсії вуглеводневих частинок, буферного розчину та активного технологічного розчину, який відрізняється тим, що як дисперсію вуглеводневих частинок використовують сульфований бітум ОСБ-5 або ОСБ-50 при концентрації 0,1-5 95 у полімерному розчині, як буферний розчин використовують або прісну воду, або мінералізовану воду, або водний розчин неіоногенної поверхнево-активної речовини, а як активний технологічний розчин використовують або солянокислотний розчин, або глинокислотний розчин, або розчин неіоногенної поверхнево-активної речовин, або розчин аніонактивної поверхнево-активної речовини.Зо
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
UAU201903387U UA137217U (uk) | 2019-04-04 | 2019-04-04 | Спосіб дії на неоднорідний за проникністю та насиченням продуктивний пласт |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
UAU201903387U UA137217U (uk) | 2019-04-04 | 2019-04-04 | Спосіб дії на неоднорідний за проникністю та насиченням продуктивний пласт |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
UA137217U true UA137217U (uk) | 2019-10-10 |
Family
ID=71114368
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
UAU201903387U UA137217U (uk) | 2019-04-04 | 2019-04-04 | Спосіб дії на неоднорідний за проникністю та насиченням продуктивний пласт |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
UA (1) | UA137217U (uk) |
-
2019
- 2019-04-04 UA UAU201903387U patent/UA137217U/uk unknown
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10954432B2 (en) | On the fly mixing of acids and diversion fluids with water-soluble retarding agents | |
US2094479A (en) | Treatment of wells | |
US4136739A (en) | Method for generating hydrofluoric acid in a subterranean formation | |
US3556221A (en) | Well stimulation process | |
WO2015038153A1 (en) | Conductivity enhancenment of complex fracture networks in subterranean formations | |
US3612179A (en) | Method of stimulating well production | |
US10125308B1 (en) | Saltwater-based fracturing fluid | |
CN105089602A (zh) | 一种碳酸盐岩油藏变盐酸浓度酸压方法 | |
US3952806A (en) | Method for altering permeability of a hydrocarbon-containing formation | |
US2807324A (en) | Method of increasing oil recovery | |
RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
RU2456444C2 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
UA137217U (uk) | Спосіб дії на неоднорідний за проникністю та насиченням продуктивний пласт | |
RU2618547C1 (ru) | Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) | |
US9587165B2 (en) | Non-damaging bimodal stimulation composition and method of use thereof | |
RU2610961C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине | |
RU2579093C1 (ru) | Способ повторного гидравлического разрыва пласта | |
RU2307240C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
UA137214U (uk) | Спосіб заводнення неоднорідних за проникністю продуктивних пластів | |
RU2361898C1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта | |
RU2263773C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин | |
RU2818629C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны добывающих скважин карбонатного коллектора башкирского яруса с подстилающей водой для интенсификации добычи нефти | |
RU2792491C1 (ru) | Способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов | |
RU2508446C1 (ru) | Способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений | |
RU2814676C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |