WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 ||

2,5 + 1,5

2,0

2,5 + 1,5

2,0

2,5 + 1,5

2,0

2,5 + 1,5

2,0

6

Вода

остальное до 100

остальное до 100

остальное до 100

остальное до 100

остальное до 100

остальное до 100

В углеводородном составе 40 % содержится:

7

Углеводород

нефть

нефть

нефть

нефть

нефть

нефть

8

Эмульгатор «Ярлан-Э-1»

0,18

0,18

0,18

0,18

0,18

0,18

Для нагнетательных скважин высокотемпературных пластов нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» предложены следующие рекомендации, приведенные в таблице 7.

Таблица 7 - Составы предлагаемых композиций для нагнетательных скважин высокотемпературных пластов

п/п

Компонент

Содержание компонента в системе плавиковой кислоты, %

Вариант I

Вариант 2

1

HF

1,5

2,0

2

HCl

8,0

10,0

3

СН3СООH

5,0

5,0

4

C3H12NO9P2

2,0

2,0

5

Смесь ингибиторов (WHT8255 + WCL1212) или

«Азимут-14»

2,5 + 1,5

2,0

2,5 + 1,5

2,0

6

ПАВ

2,0

2,0

7

Вода

остальное до 100

остальное до 100

Основные выводы и рекомендации

  1. На основе обобщения результатов проведения глинокислотных обработок в различных геолого-промысловых условиях установлены факторы, влияющие на успешность их проведения. Установлен характер влияния геолого-физических параметров пластов и физико-химических свойств насыщающих их флюидов, условий залегания залежей, технологических параметров кислотных обработок на успешность воздействия по различным группам объектов разработки для условий терригенных коллекторов.
  2. Изучение компонентного состава пород нижнего олигоцена показало, что входящие в их состав глинистые составляющие, цеолит и полевой шпат быстро реагируют с кислотным составом, что приводит к снижению глубины проникновения раствора. Предложено снизить концентрацию HF с 3-5%, которая традиционно применяется в СП «Вьетсовпетро», до 1-2%, что приведет к проникновению кислоты в продуктивную часть пласта в активном виде.
  3. Разработана технология кислотных обработок высокотемпературных пластов. Предложено три варианта композиций НКЭ, в которых и оптимальное соотношение эмульгатора и ингибитора коррозии составляет 0,18 и 2,0% масс. При использовании данных композиций происходит замедление реакции кислоты с горной породой и снижение образования отложений (силикатный гель, гель гидрооксида железа, нерастворимые соли).
  4. Лабораторные исследования на моделях пласта показали, что для разработанных составов НКЭ их эмульсионная стабильность и коррозионная активность аналогичны традиционно применяемым в СП «Вьетсовпетро» составам. В тоже время, применение новых НКЭ позволит увеличить проницаемость ПЗП на 19% для добывающих скважин и на 34% для нагнетательных скважин, что выше аналогичных показателей для НКЭ, применяемых в СП «Вьетсовпетро».
  5. На основе теоретических и лабораторных исследований предложены рекомендации по совершенствованию технологии кислотного воздействия на ПЗП низкопродуктивных коллекторов залежи нижнего олигоцена с высокими пластовыми температурами.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

    1. Фунг В.Х. Результаты лабораторных экспериментов и промысловые испытания технологий кислотных обработок фундамента Фунг В.Х. // Материалы 57-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. – 2007. – С. 228.
    2. Фунг В.Х. Особенности кислотного воздействия на гранитоиды фундамента месторождения «Белый Тигр» / Фунг В.Х. // Материалы 57-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. – 2007. – С. 229.
    3. Фунг В.Х. Основные причины ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» / Фунг В.Х., Шамаев Г.А., Нгуен Х.Н., Тю В.Л., Нгуен Т.В. // Башкирский химический журнал. – 2008. – №2. – С. 135 – 139.
    4. Фунг В. Х. Выбор эмульсии для проведения обработок призабойной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» / Фунг Х.В., Шамаев Г.А. // Газ, нефть и бизнес. – 2008. – №2. – С. 22 – 24.
    5. Фунг В.Х. Оценка эффективности методов и технологий обработки призабойной зоны пласта на месторождении «Белый Тигр» / Фунг Х.В., Шамаев Г.А. // Материалы II Всероссийского смотра научных и творческих работ иностранных студентов и аспирантов вузов Российской Федерации. – Томск: ТПУ, 2008. – http://www.iie.tpu.ru/smotr.
    6. Фунг В.Х. Выбор кислотных композиций для обработки призабойной зоны пласта / Фунг Х.В., Шамаев Г.А. // Материалы II Всероссийского смотра научных и творческих работ иностранных студентов и аспирантов вузов Российской Федерации – Томск: ТПУ, 2008. – http://www.iie.tpu.ru/smotr.
    7. Фунг В.Х. Выбор эмульсии для проведения обработок призабойной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» / Фунг Х.В., Шамаев Г.А. // Нефтяное хозяйство. – 2008. – №8. – С. 88 – 89.
    8. Фунг В.Х. Выбор углеводородного состава для проведения обработок призабойной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» / Фунг Х.В., Шамаев Г.А. // Материалы 59-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. – 2008. – С. 217 – 218.
    9. Фунг В.Х. Исследования по определению способности ингибирования коррозии кислотного состава / Фунг Х.В., Шамаев Г.А. // Материалы 59-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. – 2008. – С. 219 – 220.
    10. Phung V.H. nh hng hon thin thnh phn dung dch Axt trong iu kin va ct kt m Bch H / Phung V. H., Samaev G.A. // Tap chi Petrovietnam. – 2008. – № 5. – С. 33 – 36.
    11. Nguyen V.T. Cng ngh trin vng sn xut nhin liu xng m bo tnh mi trng tt trong iu kin Vit Nam / Nguyen V. T., Akhmetov A.F., Nguyen T.M.H., Phung V.H., Bui T.H. // Tap chi Petrovietnam. – 2008. – № 2. – С. 35 – 40.
Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 ||






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»