Совершенствование кислотных обработок высокотемпературных пластов нижнего олигоцена месторождения "Белый Тигр" тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Фунг Ван Хай

• Фунг Ван Хай
• кандидат технических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат технических наук Фунг Ван Хай

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ УХУДШЕНИЯ СВОЙСТВ ПЗП ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1 Общие сведения о месторождении «Белый Тигр» в Р. Вьетнаме

1.2 Геологические особенности месторождения «Белый Тигр»

1.3 Общее понятие о призабойной зоне скважин и обработке приза-бойной зоны пластов

1.4 Причины снижения фильтрационных свойств призабойной зоны продуктивных пластов

1.4.1 Снижение фильтрационного свойства коллектора ПЗП'за счёт проникновения, формирования, передвижения, накопления и кольматации твёрдых частиц в порах и трещинах

1.4.2 Снижение фильтрационного свойства коллектора за счёт набухания глинистых минералов и цементной породы при их контакте с фильтратом разных растворов ^

1.4.3 Снижение фильтрационных свойств коллектора ПЗП за счет физико-химического взаимодействия между породой-коллектором и пластовым флюидом

1.4.4 Снижение фильтрационного свойства коллектора ПЗП за счёт других технологических факторов

1.5 Выводы

2 МЕХАНИЗМ И ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК

2.1 Сущность процесса кислотных обработок призабойной зоны пласта

2.2 Физические и химические аспекты процесса кислотных обработок карбонатных коллекторов

2.2.1 Виды используемых кислот и их способность растворения

2.2.2 Влияние различных факторов на скорость растворения

2.3 Физические и химические аспекты процесса кислотных обработок песчаных коллекторов

2.3.1 Виды используемых кислот и их способность растворения

2.3.2 Влияние некоторых факторов на скорость растворения

2.3.3 Методы предотвращения выпадения осадков отработанных продуктов

2.4 Выводы

3 РЕЗУЛЬТАТЫ ЛАБОРАТОРНЫХ И ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИИ ПО ИЗУЧЕНИЮ ВЛИЯНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК ДЛЯ УСЛОВИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР»

3.1 Геологические факторы и режим разработки, влияющие на эффективность кислотных обработок залежи нижнего олигоцена

3.1.1 Минералогический состав пород нижнего олигоцена

3.1.2 Пластовые температура и давление

3.1.3 Характеристика пластовых флюидов

3.2 Состояние кислотных обработок в скважинах нижнего олигоцена

3.2.1 Методы интенсификации добычи нефти, применяемые на месторождении «Бельый Тигр» и анализ их эффективности

3.2.2 Состав традиционно применяемых для нижнего олигоцена кислотных систем

3.2.3 Выбор и подготовка кислотных растворов и метод проведения обработки скважин, нижнего олигоцена на месторождении «Белый Тигр» 69 3.4 Выводы

4 РАЗРАБОТКА И ВЫБОР ЭМУЛЬСИОННЫХ КИСЛОТНЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ УСЛОВИЙ ЗАЛЕЖИ НИЖНЕГО ОЛИГОЦЕНА

4.1 Разработка и выбор оптимальных составов глинокислотных растворов для обработки ПЗП залежи нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр»

4.2 Выбор углеводородного компонента для проведения обработок призабойной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр»

4.3 Исследования, определения способности ингибирования коррозии кислотного состава

4.4 Лабораторные испытания композиционных кислотных составов для определения коэффициента проницаемости на модели пласта

4.5 Предложения по совершенствованию процесса кислотной обработки ПЗП для объекта нижнего олигоцена

4.6 Выводы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование кислотных обработок высокотемпературных пластов нижнего олигоцена месторождения "Белый Тигр"»

В последние годы поддержание уровня добычи углеводородного сырья во многих странах в основном обеспечивается введением в эксплуатацию старого фонда скважин и обеспечением нормальной работы действующего фонда.

Перспективы развития нефтегазовой отрасли Республика Вьетнама неразрывно связаны с помощью многих сотрудников, компаний, особенно бывшего СССР. Добыча нефти на шельфе Республика Вьетнама является базовой ключевой отраслью обновляющейся экономики. Она ведется в основном на крупнейшем месторождении «Белый Тигр». Месторождение находится в море от Вунг Tay - 120 км.

Во время выполнения многих технологических операций -в процессе нефтегазовой разработки, таких как бурение, цементирование, закачивание, перфорация, глушение, ремонт, нагнетание и т.д., в призабойной зоне пласт (ПЗП) могут происходить многие процессы, которые приводят к ухудшению естественного механического и физико-химического состояния пласта, в том числе к снижению фильтрационных свойств, в результате чего* снижается продуктивность эксплуатационных скважин и приёмистость нагнетательных скважин.

Для месторождения эта проблема усугубляется еще и тем, что пластовый флюид и гидрохимическая толща находятся под высоким пластовым давлением и аномально высокими пластовыми температурами.

Технология кислотной обработки основана на способности растворения кислотной смесью инородных проникающих, кольматационных материалов на поверхности или в каналах перфорации, на растворении материалов. Такая способность используется в одном из видов технологий воздействия на ПЗП с общим названием - кислотная обработка.

Впервые в мире кислотная обработка ПЗП с использованием соляной кислоты применялась Херманом Фласчом (Herman Frasch) в 1896 г. Хотя были получены начальные успехи, но в течение 30 лет после этого, она очень редко - применялась. В 1928 г. газонефтяная компания Gulf Oil возрождает этот способ при кислотной обработке эксплуатационных скважин для песчаного пласта для устранения отложения карбонатной соли.

Современная кислотная обработка разработана в 1932 г, когда фирма Pur Oil Company впервые использовала соляно-кислотный раствор, содержащий ингибитор коррозии, на основе соединения мышьяка для обработки карбонатных коллекторов. Использование плавиковой кислоты (HF) для обработки песчаных коллекторов применялось в 1933 г. В этом году фирма Halliburton Services применяла состав HCl + HF для обработки песчаных * коллекторов, но не достигла успеха. Первый коммерческий успех применения смеси HCl и HF в обработке глинистой корки получен фирмой Dowell в 1940 г,

5, 6].

Большой вклад в развитие теоретических и практических методов интенсификации добычи нефти внесли крупные ученые и известные исследователи: Валиуллин A.B., Стрешинский И.А., Карнаухов M.JL, Желтов Ю.П., Гиматудинов Ш.К., Мирзаджанзаде А.Х., Логинов Б.Г., Девликамов В.В., Кузнецов O.JL, Муслимов Р.Х., Балакиров Ю.А., Максутов P.A., Максимов В.П., Крянева Д.Ю., Саяхова Ф.Л., Хисамутдинов Н. И., Яремейчук P.C. и другие.

Работы по интенсификации добычи нефти на месторождении «Белый Тигр» практически были начаты в 1988 году и ведутся в соответствии с программой испытания и внедрения методов ОПЗ, заложенной в технологической схеме разработки и обустройства месторождения «Белый Тигр» [44].

В диссертационной работе отражены результаты лабораторных экспериментов по растворению различных терригенных пород в составе раствора (в % масс. HCl - 10; HF - 2; СН3СООН - 5; C3H12NO9P2 - 2; ингибитор коррозии -2; эмульгатор — 0,18;), выполненных в лаборатории литологии и петрографии в соотвествии «Программой лабораторных испытаний композиционных кислотных составов для определения коэффициента проницаемости на модели пласта путем кислотных обработок пластов на модели залежи нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр».

Цель работы: Повышение продуктивности и приемистости скважин залежи нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» с использованием нефтекислотных эмульсий.

Задачи исследования

1 Изучение влияния геолого-физических параметров пластов и физико-химических свойств насыщающих их флюидов, условий залегания залежей, технологических параметров кислотных обработок, влияющих на успешность воздействия по различным группам объектов в терригенных коллекторах.

2 Поиск композиций кислотных растворов, предотвращающих образование гидрогелей и нерастворимых солей в призабойной зоне.

3 Поиск эффективных композиций химреагентов на основе глинокислоты и замедлителей для условий терригенных пород при аномально высоких температурах.

4 Разработка эффективных технологий обработки призабойной зоны высокотемпературных терригенных пластов.

Методика исследований

Решение поставленных задач осуществлялось в три этапа. На первом этапе проводились лабораторные исследования в статических и динамических условиях протекания реакции для выбора новых композиций химреагентов на основе глинокислоты и замедлителей реакции. Исследования проводились на естественных и искусственных образцах горных пород.

Лабораторные эксперименты проводились по специально разработанной экспресс методике по изучению воздействия композиций химреагентов на основе глинокислоты и замедлителей реакции кислоты с терригенными породами. Для этого была специально сконструирована экспериментальная установка. Объектами исследований послужили естественные образцы терригенных пород, представляющие продуктивные пласты нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр».

На втором этапе была разработана технология воздействия на призабойную зону низкопродуктивных пластов композициями химреагентов.

Экспериментально были определены оптимальные композиции реагентов и объемы их закачки.

На третьем этапе проведен анализ эффективности кислотных обработок на кернах нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» и оценено влияние геологофизических свойств пласта, физико-химических свойств пластовых флюидов, технических и технологических параметров на эффективность этих обработок.

Практическая ценность

Разработана методика «Выбор типа эмульгатора и его оптимальной концентрации для устойчивости нефтекислотных эмульсий (НКЭ) при высоких температурах», которая используется в Уфимском государственном нефтяном техническом университете при чтении курса лекций по дисциплинам «Сбор и подготовка скважинной продукции» и «Системы сбора скважинной продукции» для студентов специальности 13.05.03 — Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений.

Научная новизна

1 Разработаны и выбраны новые составы кислотного раствора, наиболее соответствующие геолого-физическим условиям залежи нижнего олигоцена.

2 Установлена зависимость параметров нефтекислотных эмульсий (концентрация эмульгатора, вязкость эмульсии, коррозионная активность) в неисследованных диапазонах изменения температур (до 130 °С). 8

3 Разработаны три варианта новых эффективных химреагентов нефтекислотных эмульсий и их оптимальных концентраций (в % масс.: HF — 1,5; НС1 - 8,0; СНзСООН - 5,0; C3H,2N09P2 - 2,0; ингибитор коррозии - 2,0; эмульгатор - 0,18; углеводород - 40,0; вода - остальное), воздействующие на терригенные пласты с целью повышения продуктивности скважин с аномально высокой пластовой температурой.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на 58-й и 59-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета (2007, 2008гг.), II Всероссийском смотре научных и творческих работ иностранных студентов и аспирантов вузов Российской Федерации (2008г., г. Томск), семинаре «Improve the bottom-hole treatment technology in the wells of White Tiger oligoxene reservoir» (2008г., г. Xo Ши Минь), а также на научно-технических семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» Уфимского государственного нефтяного технического университета (2007, 2008гг.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 11 работ, в том числе 6 статей, два из которых опубликованы в рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Объем и структура диссертации

Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы и приложений. Работа содержит 126 страниц машинописного текста, 36 рисунков, 37 таблиц, 114 библиографических ссылок и приложения на 13 страницах.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Фунг Ван Хай

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 ЕШ 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.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Фунг Ван Хай, 2009 год

1. Андреев В.Е. Повышение эффективности глинокислотного воздействия на призабойную зону скважин терригенных коллекторов /В.Е. Андреев, Ю. А. Котенев, Н. В. Щербинина Уфа 2005. - 138 с.

2. Белянин Г.Н. Особенности кислотного воздействия на гранитоиды фундамента месторождения «Белый Тигр» /Т.Н. Белянин, М.А. Бабец, Ф.А. Киреев Нефтяное хозяйство 1 - 2001.- с. 45 - 51.

3. Бочаров Г.В. Выбор объектов интенсификации добычи нефти на примере некоторых скважин месторождения «Белый Тигр» /Г.В Бочаров. Л.Г Кульпин. Нефтепромысловое дело 7 2002. - с. 34 - 37.

4. Булатов А.И. Нефтегазопромысловый Словарь /А.И. Булатов 775 с.

5. Васильевский В.Н. Техника и технология определения параметров скважин и пластов /В.Н Васильевский., А.И. Петров Москва 1989.- 268 с.

6. Гадиев СМ. Воздействие на призабойную зону нефтяных и газовых скважин /С. М.Гадиев, И.С Лазаревич недра 1966 - 174 с.

7. Геологический словарь Т. 2./Издательство «Недра» 1978.

8. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта /Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский Москва 1982.- 308 с.

9. Глина Н.Л. Общая Химия /Н.Л. Глина Издательство «Химия» 1978. - 482 с.

10. Девликамов В.В. Аномальные нефти /В.В Девликамов., 3. А Хабибуллин., М.М Кабиров. Москва 1975. - 168 с.

11. Доклад НИПИ Морнефтегаз на состояние 1.7.2006 /НИПИ Морнефтегаз, Вунгтау 1998 124 с.

12. Донг Ч.Л. Исследование эффективности щелочного воздействия на пласт в условиях месторождения Белый Тигр /Ч.Л. Донг, A.A. Фаткуллин, В.Е. Кащавцев Нефтяное хозяйство 3 - 1999., с. 14 - 16.

13. Дятлова Н. М. Комплексоны /Н.М. Дятлов, В.Я.Темкина, М.Д. Келпакова Москва 1977. - 416 с.

14. Ерушев Г.Ф. Характер пустотности и состав пород нефтесодержащего фундамента шельфа южного Вьетнама /Г.Ф. Ерешев, В.П. Гаврилов, В.В. Поспелов Нефтяное хозяйство 12 - 2000. - с. 27 - 29.

15. Зияд Наджиб Мунасар Совершенствование методов интенсификации притока нефти к забою скважин путем кислотных обработок /Наджиб Мунасар Зияд Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук - Уфа 2001.

16. Кабиров М.М. Интенсификация добычи нефти и ремонт скважины /М.М. Кабиров, У.З. Раметдинов Уфа 1994. - 126 с.

17. Калинко М.К. Методика исследования коллекторских свойств кернов /М. К. Калинов Москва 1963., 223 с.

18. Кащавев В.Е. Особенности солеобразования при разработке гранитоидных коллекторов нефти в условиях моря /В. Е. Кащавцев Нефтяное хозяйство 12 - 2000. - с. 76 - 80.

19. Керимов А.Ш. Влияние давления на коллекторские свойства и сжимаемость кавернозно-трещиноватых пород /А.Ш. Керимов, Ф.А. Туан «Геология нефти и газа» 03 2002. - с.27 - 30.

20. Кириев Ф.А. О влияние кислотной обработки на минеральный состав пород призабойной зоны скважин /Ф.А. Кириев, Вунгтау — январь 1994. 12 с.

21. Кудинов В.И. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов /В. И.Кудинов, Б.М Сучков. Самара 1996. 440 с.

22. Куртин Кроли. Тенденции в кислотной обработке матрицы /Кроли Куртин, Г. Талса,; Жак Маемо; Эрис Тоубул, Г. Сан Этьен, Рон Томас. Г. Монтруж Нефтяное обозрение, 1996, - р. 14-21.

23. Логинов Б.Г. Интенсификация добычи нефти методом кислотной обработки /Б.Г. Логинов Башнефть - 153 с.

24. Логинов Б.Г. Руководство по кислотным обработкам скважин /Б. Г. Логинов, Л. Г. Малышев, Ш.С.Галифуллин с. 215.

25. Махмудбеков Э.А. Новое в технике и технологии добычи нефти /Э. А. Махмудбеков, В.Н. Шаров — недра 1972, 152 с.

26. Меркулов A.A. Комбинированное воздействие на продуктивные коллекторы месторождения «Белый Тигр» /А.А Меркулов, С.С Назин, Ю.Г Улунцев, K.M. Лой Нефтяное хозяйство 10 - 2000., с. 89 - 91.

27. Мирзаджанзаде А.Х. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа /А. X. Мирзаджанзаде, Г.С. Степанова Нефра 1977. - 225 с.

28. Новая уточненная технологическая схема разработки и устройства месторождения «Белый Тигр»; НИПИ Морнефтегаз, Вунгтау 2003. 1250 с.

29. Отчет исследования физико-гидродинамических характеристик нефтяных коллекторов, процессов извлечения из них нефти и способов повышения нефтеодачи этап 5.2 Вунгтау, 1994. - 2003 78 с.

30. ОЧЕТ НИР-III.9. Физико-химичские и биологические исследования пластовых и нагнетательных вод и процессы их взаимодействия на месторождения «Белый Тигр» и «Дракон» за 2000г /Вунгтау 12 2005г. 182 с.

31. ОЧЕТ НИР-1У.З. Анализ, совершенствование и внедрение методов воздействия на призабойную зону и увеличения производительности скважин в условиях месторождений /НИПИ Морнефтегаз, Вунгтау 2006г. 154 с.

32. Персиянцев М.Н. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов /М.Н. Персиянцев, М.М. Кабиров, Л.Е. Левченкова Оренбург 1999. - 224 стр.

33. РД 66 руководящий нормативный документ: кислотные составы и технология их применения для увеличения продуктивности (приемистости) скважин месторождения /СП «Вьетсовпетро», 2001. - с. 65 — 68.

34. Рогачев М.К. Новые химические реагенты и составы технологических жидкостей для добычи нефти /М.К.Рогачев Уфа 1999, - 74с.

35. Рогачев М.К. Реология нефти и нефтепродуктов /М.К. Рогачев, Н.К. Кондрашева Уфа 2000. - 85 с.

36. Совершенствование техники и технологии добычи нефти, методов интенсификации и закачки воды на месторождениях СП «Ветсовпетро»»; НИПИ Морнефтегаз, Вунгтау 1998-2006 г.

37. Томпсон М. Дж. Борьба с коррозией под воздействием диоксида углерода в газлифтных скважинах /М. Дж.Томпсон Нефть, газа и нефтехимия за рубежом № 9 - 1992., - с. 16 - 18.

38. Фунг Ван Хай Выбор эмульсии для проведения обработок призабойной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» /Хай Фунг Ван, Г. А. Шамаев /журнал «Нефтяное хозяйство». Москва, Август, 2008-С. 88-89.

39. Фунг Ван Хай. Исследования по определению способности ингибирования коррозии кислотного состава /Хай Фунг Ван, Г. А. Шамаев /59-я науч. техн. конф. студ., аспир. и мол. ученых: сб. тез. докл. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008.-С. 27.

40. Фунг Ван Хай. Основные причины ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» /Хай Фунг Ван, Г. А. Шамаев, Нгуен Хыу Нян, Тю Ван Лыонг, Нгуен Ван Ту -«Башкирский Химический Журнал» 6 -2008.

41. Фунг Ван Хай. Особенности кислотного воздействия на гранитоиды фундамента месторождения «Белый Тигр» /Хай Фунг Ван, Г. А.

42. Шамаев /58-я науч. техн. конф. студ., аспир. и мол. ученых: сб. тез. докл. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - С. 27.

43. Фунг Ван Хай. Разработка и выбор оптимальных составов глинокислотных растворов для обработки призабойной зоны пласта залежи нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» /Хай Фунг Ван, Г. А. Шамаев Нефтегазовое дело - 6 - 2008.

44. Хоанг Динь Тиен. Гидрогеологические условие месторождения «Белый Тигр» /Тиен Хоанг Динь, Нгуен Тхуи Куинь, Сбрник научных докладов посвященных 15 ию создания СП Госудаственное научно-технтческое издательство. 2003. - 82 с.

45. Хисамутдинов Н. И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти /Н. И. Хисамутдинов — М. — 1983. 312с.

46. ASTM D92 (Chop chày côc her, ASTM D445 (Во nhot 100°C) , ASTM Dl298 (Tytrong).

47. ASTM G 111-97. Standard Guide for Corrosion Tests in High Temperature or High Pressure Environment, or Both.

48. ASTM G 31-72 (Reapproved 2004) Standard Practice for Laboratory Immersion Corrosion Testing of Metals.

49. ASTM Gl-03 Standard Practice for Preparing, Cleaning, and Evaluating Corrosion Test Specimens.

50. Bassett R.L. Production Improvement from Increased Permeability Using Engineered Biochemical /R.L. Bassett, Secondary Recovery Methodology in Marginal Wells of the East Texas Field, April, 2004, p. 14 17.

51. Cao My Lai. Phan tich cac qua trinh lam xau trang thai vung can day * ' *gieng de co ca so lua chon cong nghe phu hop tang san luang khai thac dau mo Bach H6 /Cao My Lai, Nguyln Van Kim XNLD Vietsov, 10 - 2002. - 25 trang.

52. Chen M. A. Pore-Network Study of the Mechanisms of Foam Generation /M. Chen, Y. C. Yortsos, W. R. Rossen SPE 90939 - 20 p.

53. Chike Uchendu. Acid Blend Provides Economic Single Step Matrix Acidizing Success for Fines and Organic Damage Removal in Sandstone Reservoirs /Chike Uchendu SPE 90798, 11 p.

54. Civan F. Effect of Clay Swelling and Fines Migration on Formation Permeability /F. Civan SPE Productions Operation Mart - 1987. p. 8 - 10.

55. Coulter G. R. EDTA Removes Formation Damage at Prudhoe Bay /G. R Coulter, W. E. Kline, paper SPE presented at the 57th Annual Technical Conference and Exhibition of SPE held in New Orleans, LA, Sep, 1982. p. 25-27.

56. Crowe W. Precipitation of hydrated silica from spent hydrofluoric acid /W. Crowe SPE, Dowell Schlumberger, Nov. 1986. - p. 15 - 19.

57. Curtis Crowe. Trend in Matris Acidizing /Crowe Curtis, Tulsa Oklahoma, USA., Jacques Masmontei., Eric Touboul, France, October 1992, p. 32 - 35.

58. David Allema Use of Viscoelastic Surfactant-Based Diverting Agents for Acid Stimulation /Allema David SPE 90062, September 2004. - 10 p.

59. Di Lullo G. A. New Acid for True Stimulation of Sandstone Reservoirs /G. Di Lullo, P. Rae.- SPE International 6th Asia Pacific Oil and Gas Conference, Adelaide, Oct. 1996. p. 28 -31.

60. Duong Danh Lam. Banh gia hieu qua cua nhung phuong phap xu ly vung can day gieng tai mo Bach Ho giai cloan 1988-2001 /Buong Banh Lam., Vung Tau, 9 -2002. 18 c.

61. Buong Banh Lam. The improvement of bottom-hole treatment technology in the wells of white tiger basement reservoir/Lam Buong Banh, Ivanov N. A. Nguyen Quoc Bung International conference 2006. - 24 p.

62. Frenier W. W. Hydroxyaminocarboxylic Acids Produce Superior Formulations for Matrix Stimulation of Carbonates at High Temperatures /W. W. Frenier, C. N. Fredd and F. Chang SPE 71696, p. 31 - 34.

63. Garfield G. New One-Trip Sand Control Completion System That Eliminates Formation Bamage Resulting From Conventional Perforating and Gravel Packing Operations /G. Garfield, O. Backer, SPE 96660, Texas, USA, October 2005. -p. 9 - 12.

64. Gdannski R. A1C13 retards HF acid for more effective stimulations /R. Gdannski Halliburton Services, Oct. 1985, p. 24 - 26.

65. Gdanski R. B. Fluosillicate Solubilities Affect HF Acid Compositions /R.B. Gdanski SPE Production and Facilities, November 1994. - p 27 - 19.

66. Gdanski Rick. Modeling Acid Returns Profiles After HF Acidizing Treatment/Rick Gdanski SPE 65035, February 2001. - p. 13-15.

67. Gray B. H. Formation Bamage in Sandstones Caused by Clay Bispersion and Migration /D. H. Gray, R.W Rex, New York, 1966, p. 355-366.

68. Harris O. E. High-Concentration Hydrochloric Acid Aids Stimulation Results in Carbonate Formations /O.E. Harris, A.W. Coulter //Tulsa, Okla. JPT , Oct. 1966.-p. 15-18.

69. Introdution to Stimulation. Schlumberger, 1986. 168 p.

70. Karagten J. Atlas of Metall Ligand Equilibria in Aqueous Solution /J. Karagten, John Wiley, New York City(1978) 284-342.

71. Klotz J. A. Effect of Perforation Damage on Well Productivity /J. A. Klotz, R. F. Kruger, D. S. Pye JPT 1974. - p. 12 - 14.

72. Lund K. Predicting the Flow and Reaction of HCl/HF /K. Lund, H. S. Fogler Society of Petroleum Engineer Journal, Oct. 1976. 34 p.

73. Mario Germino. The Keys to Successfully Acidizing Horizontal Injection Wells in the Marlim Sul Field /Mario Germino, Ferreira Da Silva SPE 90158, September 2004. 5 p.

74. Mark P. A. Description of Chemical precipitation mecha-nisms and their role in formation damage during stimulation by hydrofluoric acid. /P. Mark Walsh, Larry W. Lake, Robert S. Schechter //SPE U. of Texas, Sep. 1982. p. 65 - 71.

75. Martin A. N. New HF Acid System Produces Significant Benefits in Nigerian Sandstones /A. N. Martin, K.L Smith., SPE SPE 38595, 1997 - p. 41 - 43.

76. Martin A. N. Stimulating Sandstone Fomations with Non-HF Treatment Systems /A.N Martin Texas, USA., September 2004. - p. 26 - 29.

77. Mcleod H. O. Matrix acidizing /H. O. Mcleod JPT Dec. 1984. p. 42 -44.

78. Meyers K. O. Conrol of Formation Damage at Prudhoe Bay, Alaska by Inhibitor Squeeze Teatment /K. O. Meyers, H.L. Skilman, G.D Herring.- Copyright 1985 Society of Petrolium Enginers, 1996. p. 42-46.

79. Michael M. Chelating Agents in Sour Well Acidizing: Methodology or Mythology /M. Michael, Brezinski SPE 54721 1999. - p. 51 - 53.

80. Moore E. W. Fornmation, Effect and Prevention of Asphaltene Sludges During Stimulation Treatments //E. W. Moore, C. W. Crowe, A. R. Hendickson, -SPE 1168, Production Operation J., Ceptember, 1965, p. 34-37.

81. Morgenthaler L. N. Formation Damage Tests of High Density Brine Completion Fluids IL. N. Morgenthaler, N. Mungan SPE 432436, Nov. 1986. - p. 31-34.

82. Mueck T. W. Fomation Fines and Factors Controlling Their Movment in Porous Media IT. W. Mueck JPT 1979. - 81 p.

83. Nasr-EI-Din H. A. A Novel. Technique to Acidize Horizontal Wells with Extended Reach /H. A. Nasr-EI-Din, N. S. Al-Habib; Saudi Aramco; M. Jemmali, A. Lahmadi, and M. Samuel, Schlumberger SPE 90385, 10 p.

84. Nasr-EI-Din H. A. Aluminum Scaling and Formation Damage Caused by Regular Mud-Acid Treatment /H.A. Nasr-EI-Din, SPE, J.A. Hopkins, T. Wilkinson -SPE, Halliburton Energy Services, March 1998. p. 24 - 27.r

85. Nguyên Van Kim. Lira chon công nghê xû ly vùng can day giêng à mô Bach Hô /Nguyên Van Kim, Trinh Hûu Tuân, Lê Phuac Hâo, Hoàng Trong Quang: TP.HCM, 10-2005. 19 trang.

86. Nguyên Van Tir Công nghê trên vong sân suât nhiên lieu ôtô dâm bâo tinh môi trucmg tôt trong diêu kiên Viêt Nam /Tu Nguyên Vân, Phùng Van Hâi, A.F.1. M >

87. Akhmetov, Nguyên Thi Minh Hiên Petrovietnam - 2- 2008.

88. Olav M. Organic Acid System for Improved CaC03 Removal in Horizontal Openhole Wells at the Heidrun Field /M. Olav, Selle, M.S. Rex Wat, Haavard Nasvik, Statoil; Amare Mebratu SPE 90359 - 16 p.

89. Perthuis H. Fluid Selection Guide for Matrix Treatment /H. Perthuis, R. Thmas USA, Dowell Schlumberger, 1991, p. 62-65.

90. Phil Rae. Matrix Acid /Stimulation, Gino di Lullo //BJ Services Co.- SPE 82260, 2003. -72p.

91. Philip Franklin. Petroleum Handbook /Philip Franklin, Barb row L. E.920 p.

92. Phung Binh Thirc. Mot so giai phap cong nghe va ky thuat gop phan nangr r ^ > ncao san lirgng gieng dau va he so thu hoi dau mo Bach Ho /Phung Dinh Thu'c H, Vung Tiu, 9 2002. - 12 c.

93. Phung Van Hai. Xu hirang hoan thien thanh phan dung dich axit trong dieu kien via cat ket mo Bach Ho/Hai Phung Van, G. A. Samaev Petrovietnam — 5 -2008. p. 33 - 36

94. Reed M. G. Formation Permeability Damage by Alteration and Carbonate Dissolution M. G. Reed JPT 1977. - 25 p.

95. Roland F. An. Overview of For- mation Damage and Well Productivity in Oilfield Operation /F. Roland, Krueger SPE, 1986. - 125 - 128.

96. Ross D. HV: HF Acid Treatments, Proven Successful in South America /D. Ross, G. Di. Lullo BJ Services, October 1998. - p. 5-8.

97. Scheuerman R. F. Regulated HF Acid For Sandstone Acidizing to 550 OF/R. F. Scheuerman SPE Production Engineering, Feb. 1988. - p. 14 - 16.

98. Schlumberger book 1996 /September 27 USA, 1996 272 p.

99. Shaughnessy C. M. Understanding sandstone acidizing leads to improved field practices /C. M. Shaughnessy, K.R.Kunze, JPT, July 1981. p. 28 - 22.

100. Shuchart C. E. Improved Success in Acid Stimulation with a New Organic HF System /C. E. Shuchart, R.D. Gdanski SPE 3690 p. 7 - 11.

101. Sim S.S.K. Asphaltene Induced Formation Damage: Effect of Asphaltene Particle Size and Core Permeability /S.S.K. Sim, K. Okatsu, D. Fisher, SPE 95515, October 2005.-p. 9- 12.

102. Smith C. F. Hydroflouric Acid Stimulation of Sandstone Reservoirs /C. F. Smith, A.R Hendrickson.- Dowell Div. of Dow chemical Co, February 1965. — p. 45 -49.

103. Thomas R. L. Maxtrix Treament Employs New Acid System for Stimulation and Control of Fines Migration in Sandstone Formations /R. L. Thomas, C.W. Crowe, JPT, July 1981.-p. 18-21.* r \ r \ 7 *

104. Trân Lê Dông. Tinh bât dông nhât cüa câc tâng sân phâm trong dâ trâmt y \ \ \ rtich mô Bach Hô và khâ näng thu hôi dâu /, Trân Vän Hôi, Pham Tuân Düng, Phùng Däc Hâi XNLD Vietsovpetro, Vüng Tâu, 9-2002. p. 24 - 32.

105. Tuedor E. F. A Breakthrough Fluid Technology in Stimulation of Sandstone Reservoirs, E. F. Tuedor, Xiao Z., Fuller M.J., Fu D., G. Salamat G., Davies S.N. and B. Lecerf SPE 98314, p. 23 - 25.

106. Vaidya R. N. Fines Migration and Formation Damage: Influence of pH and Ion Exchange /R. N. Vaidya, H.S. Fogler SPE 19413, Feb. 1990. - p. 22-23.

107. Vaidya R. N. Formation Damage due to Colloidally Induced Fines Migration /R. N Vaidya. and H.S Fogler Colloid and Surfaces 50, 1990. - p.215-229.f F

108. Vo Dinh Huy. Nâng cao hiêu quâ bâo vê thép cüa chât üc chê än mon1. F \ Ftrong xù ly axit giêng khai thâc dâu khi à môi truemg nhiêt dô cao, âp suât cao /Vor

109. Dinh Huy, V. L Vozzova., Pham Thi Häng Phu lue Tap chi Dâu khi sô 1 - 1998. trang 13 - 16.

110. Williams B. B. Hydroflouric Acid Reaction with Sandstone Formation /B. B Williams JPT February 1975. - p. 52 - 55.

111. Wojtanowice A.K. Study on the Effect of Pore Blocking Mechanism on Formation Damage /A.K.Wojtanowice, Z. Krilov, J.P. Langlinais SPE 16233, Mar. 1987.-p. 8- 10.и

112. Оптические исследования шлифов пород нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр»

113. Фото шлифа 1 -БТ- 14-3695,45 м

114. Обломки кварца, кварцита, полевого шпата (серое разных оттенков) среди кальцитового цемента (цветное) пойкилитовой структуры.

115. Фото шлифа 1 -БТ 36-3571,5 м

116. Обломки кварца, микрокварцита, полевого шпата (серое). В центре изогнутая буроватая чешуйка укрупненного пере кристалл изо ванного хлорита.и

117. Программа лабораторного испытания композиционных кислотных составов на тему «Совершенствование кислотных обработок высокотемпературных пластов нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр»1. Цель испытаний

118. Оценка эффективности технологии повышения коэффициентов проницаемости на модели пласта залежи нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» путем кислотных обработок пластов. Технология разработана и предложена аспирантом (УГНТУ).2. Механизм действия

119. Определение свойств кислотного состава и тестирование кислотной обработки керна проводится по утвержденной руководством НИПИморнефтегаз программе.у- оценку коэффициента восстановления проницаемости образца керна после кислотной обработки.

120. Методика лабораторных испытаний

121. Тестовые испытания проводятся при пластовых условиях: температура Т = 130 °С, поровое давление Рпор=10 МПа, давление обжима Робж=13 МПа.

122. Оборудование для лабораторных испытаний:1. Весы аналитические;

123. Весы технические с точностью 0,01 г;

124. Мешалка пропеллерная механическая;

125. Стаканы мерные У=0,5-1л; пропуск пипетки 1-5 мл;

126. Установка для исследования фильтрации на кернах;

127. Высокотемпературные пробирки (I = 120°С, Р = 0,5 МПа);

128. Высокотемпературный вискозиметр;

129. Аппарат Закса и аппарат Сокслетта.

130. Результаты опыта по оценке степени восстановления проницаемости для добывающих скважин на модели пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр»1. Номер опыта: 11. БТ-42 11-2-104//17,5453576,7 25,7 180,775

131. Дата проведения опыта: 30/06-04/07/2008 Характеристики образца керна: Номер образца: Длина, см Диаметр, см Глубина, м

132. Остаточная водонасыщенность, % Пористость, % Газопроницаемость, мкм2 Параметры опыта:

133. Модель изовискозной нефти: 80% нефти скв. 1-1 МСП2 + 20% керосина Температура, ОС 130

134. Пластовое давление, МПа 101. Давление обжима, МПа 13

135. Вязкостьнефти при 130 ОС, мПа.с 0,881

136. Вязкость морской воды при 130 ОС, мПа.с 0,228

137. Кислотная эмульсия №1: 40% пластовая нефть уа 60% кислотный состав (10% НС1 + 2% I IГ + 5% СНЗСООН + \VHT-8255 (2,5%) + >УСЬ-1212 (1,5%) + 2% Эмульгатор 2% СЗН12Ы09Р2).

138. Модель высокоминерализованного раствора: (РеС13 2,5 г/л, СаС12 2,5 г/л„ Ыа2СОЗ 2,5 г/л, и ЫаОН 1,5 г/л)

139. Модель загрязненной нефти нижнего олгоцена (с содержанием 30 % парафинов, асфальтенов,смол)1. Результаты опыта:

140. Начальная проницаемость образца по нефти, к):

141. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час ДР, МПа кь мкм2100 0,280 0,0324150 0,410 0,0332200 0,580 0,03131. Средняя 0,0323

142. Проницаемость по нефти после обработки высокоминерализованным раствором, к:1. Расход, мл/час 30 40 50

143. Перепад давления АР, МПа 0,390 0,580 0,7101. Средняя

144. Проницаемость. к2, мкм2 0,0070 0,0063 0,0064 0,0065

145. Проницаемость по нефти после обработки кислотой, к3:

146. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час ДР, МПа к3, мкм250 0,380 12,080 0,630 11,5120 0,850 12,81. Средняя 12,1к = кз/(к!+к2)/2. = 0,621. Номер опыта: 21. БТ- 16 11-3-108//17,3153577,55 25,4 17,9 1,572

147. Дата проведения опыта: 07-11/07/2008 Характеристики образца керна: Номер образца: Длина, см Диаметр, см Глубина, м

148. Остаточная водонасыщенность, % Пористость, % Газопроницаемость, мкм2 Параметры опыта:

149. Модель изовискозной нефти: 80% нефти скв. 1-1 МСП2 + 20% керосина Температура, ОС 130

150. Пластовое давление, МПа 101. Давление обжима, МПа 13

151. Вязкость нефти при 130 ОС, мПа.с 0,881

152. Вязкость морской воды при 130 ОС, мПа.с 0,228

153. Кислотная эмульсия №1: 40% пластовая нефть va 60% кислотный состав (10% НС1 + 2% HF + 5% СНЗСООН + WIIT-8255 (2,5%) + WCL-1212 (1,5%) + 2% Эмульгатор 2% C3H12N09P2).

154. Модель высокоминерализованного раствора: (FeC13 2,5 г/л, СаС12 2,5 г/л„ Na2C03 2,5 г/л, и NaOH 1,5г/л)

155. Модель загрязненной нефти нижнего олгоцена (с содержанием 30 % парафинов, асфальте нов,смол)1. Результаты опыта:

156. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час ДР, МПа кь мкм2100 0,090 0,0978150 0,140 0,0943200 0,193 0,09121. Средняя 0,0945

157. Проницаемость по нефти после обработки высокоминерализованным раствором, кг

158. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час ДР, МПа кг, мкм220 0,170 0,010440 0,370 0,009560 0,540 0,00981. Средняя 0,0099

159. Проницаемость по нефти после обработки кислотой, кз:

160. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час ДР, МПа кз, мкм250 0,100 0,0440100 0,210 0,0419150 0,350 0,03771. Средняя 0,0412к = кз/(к,+к2)/2. = 0,791. Ж""1. Номер опыта 31. БТ 16 10-3-96//36,4453574,15 25,7 180,137

161. Дата проведения опыта: 14-18/07/2008 Характеристики образца керна:

162. Номер образца: Длина, см Диаметр, см Глубина, м

163. Остаточная водонасыщенность, % Пористость, % Газопроницаемость, мкм2 Параметры опыта:

164. Модель изовискозной нефти: 80% нефти скв. 1-1 МСП2 + 20% керосина Температура, ОС 130

165. Пластовое давление, МПа 101. Давление обжима, МПа 13

166. Вязкость нефти при 130 ОС, мПа.с 0,881

167. Вязкость морской воды при 130 ОС, мПа.с 0,228

168. Кислотная эмульсия №1: 40% пластовая нефть vä 60% кислотный состав (10% HCl + 2% HF + 5% СНЗСООН + WHT-8255 (2,5%) + WCL-12I2 (1,5%) + 2% Эмульгатор 2% C3H12N09P2).

169. Модель высокоминерализованного раствора: (FeC13 2,5 г/л, СаС12 2,5 г/л„ Na2C03 2,5 г/л, и NaOH 1,5 г/л)

170. Модель загрязненной нефти нижнего олгоцена (с содержанием 30 % парафинов, асфальтенов,смол)1. Результаты опыта:

171. Начальная проницаемость образца по нефти, кь

172. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час ДР, МПа ki, мкм230 0,185 0,012640 0,300 0,010350 0,410 0,00951. Средняя 0,0108

173. Проницаемость по нефти после обработки высокоминерализованным раствором, к2

174. Расход, мл/час Перепад давления АР, МПа Проницаемость, кг, мкм22 1,500 0,0001

175. Проницаемость по нефти после обработки кислотой, кз:

176. Расход, мл/час Перепад давления ДР, МПа Проницаемость. к3, мкм210 0,170 0,004620 0,560 0,004230 0,710 0,00441. Средняя 0,0044lfv(s>

177. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТА ПО ОЦЕНКЕ СТЕПЕНИ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ДЛЯ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН НА МОДЕЛИ ПЛАСТА НИЖНЕГО ОЛИГОЦЕНА МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР» (КИСЛОТНАЯ СОСТАВ1. ВЬЕТСОВПЕТРО»)1. Номер опыта 41. БТ- 16 10-2-8 7//56,4553573,225,7190,271

178. Дата проведения опыта: 21-25/07/2008 Характеристики образца керна:

179. Номер образца: Длина, см Диаметр, см Глубина, м

180. Остаточная водонасыщенность, % Пористость, % Газопроницаемость, мкм2 Параметры опыта:

181. Модель изовискозной нефти: 80% нефти скв. 1-1 МСП2 + 20% керосина Температура, ОС 130

182. Пластовое давление, МПа 101. Давление обжима, МПа 13

183. Вязкость нефти при 130 ОС, мПа.с 0,881

184. Вязкость морской воды при 130 ОС, мПа.с 0,228

185. Кислотная эмульсия №1: 40% пластовая нефть va 60% кислотный состав (12% НС1 + 3% HF + 5% СНЗСООН + WHT-8255 (2,5%) + WCL-1212 (1,5%) + 2% Эмульгатор 2% C3H12N09P2).

186. Модель высокоминерализованного раствора: (FeC13 2,5 г/л, СаС12 2,5 г/л„ Na2C03 2,5 г/л, и NaOH 1,5 г/л)

187. Модель загрязненной нефти нижнего олгоцена (с содержанием 30 % парафинов, асфальтенов,смол)1. Результаты опыта:

188. Начальная проницаемость образца по нефти, К.:

189. Расход, мл/час Перепад давления ДР, МПа Проницаемость, кь мкм230 0,410 0,005740 0,500 0,006250 0,650 0,00601. Средняя 0,0060

190. Проницаемость по нефти после обработки высокоминерализованным раство

191. Расход, мл/час Перепад давления ДР, МПа Проницаемость, кг, мкм210 0,410 0,001920 0,845 0,001830 1,680 0,00141. Средняя 0,0017

192. Проницаемость по нефти после обработки кислотой, к-;:

193. Расход, мл/час Перепад давления ' ДР, МПа Проницаемость, кч, мкм210 0,375 0,002120 0,710 0,002230 1,150 0,00201. Средняя 0,00211. Номер опыта 51. БТ 17 10-2-87//16,1253573,3 32,4 19,7 0,694

194. Дата проведения опыта: 28-31/07/2008 Характеристики образца керна:

195. Номер образца: Длина, см Диаметр, см Глубина, м

196. Остаточная водонасыщенность, % Пористость, % Газопроницаемость, мкм2 Параметры опыта:

197. Модель изовискозной нефти: 80% нефти скв. 1-1 МСП2 + 20% керосина Температура, ОС 130

198. Пластовое давление, МПа 101. Давление обжима, МПа 13

199. Вязкость нефти при 130 ОС, мПа.с 0,881

200. Вязкость морской воды при 130 ОС, мПа.с 0,228- Кислотный состав (10% НС1 + 2% HF + 5% СНЗСООН + WHT-8255 (2,5%) + WCL-1212 (1,5%) + 2% ПАВ + 2% C3H12N09P2).

201. Модель высокоминерализованного раствора: (FeC13 5,0 г/л, СаС12 2,5 г/л„ Na2C03 2,5 г/л, и NaOH 3,0г/л)1. Результаты опыта:

202. Начальная проницаемость образца по воде, кь

203. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/чае АР, МПа кь мкм2100 0,104 0,0183150 0,156 0,0183200 0,210 0,01821. Средняя 0,0183

204. Проницаемость по воде после обработки высокоминерализованным раствором, кг

205. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час АР, МПа кг, мкм220 0,210 0,001840 0,430 0,001860 0,650 0,00181. Средняя 0,0018

206. Проницаемость по воде после обработки кислотой, кз:

207. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час АР, МПа кз, мкм2100 0,090 0,0212150 0,155 0,0184200 0,230 0,01661. Средняя 0,01874.1. БТ-23 11-1-99//26,9553575,7 36,3 17,7 0,234

208. Дата проведения опыта: 05-08/08/2008 Характеристики образца керна: Номер образца: Длина, см Диаметр, см Глубина, м

209. Остаточная водонасыщенность, % Пористость, % Газопроницаемость, мкм2 Параметры опыта:

210. Модель изовискозной нефти: 80% нефти скв. 1-1 МСП2 + 20% керосина Температура, ОС 130

211. Пластовое давление, МПа 101. Давление обжима, МПа 13

212. Вязкость нефти при 130 ОС, мПа.с 0,881

213. Вязкость морской воды при 130 ОС, мПа.с 0,228- Кислотный состав (10% НС1 + 2% HF + 5% СНЗСООН + WHT-8255 (2,5%) + WCL-1212 (1,5%) + 2% ПАВ + 2% C3H12N09P2).

214. Модель высокоминерализованного раствора: (FeC13 5,0 г/л, СаС12 2,5 г/л„ Na2C03 2,5 г/л, и NaOH 3,0г/л)

215. Результаты опыта: 1. Начальная проницаемость образца по воде, ki:

216. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час ДР, МПа кь мкм2100 0,340 0,0064150 0,540 0,0060200 0,750 0,00581. Средняя 0,0061

217. Проницаемость по воде после обработки высокоминерализованным раствором, кг

218. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час ДР, МПа кг, мкм2100 0,548 0,0040150 0,870 0,0037200 1,210 0,00361. Средняя 0,0038

219. Проницаемость по воде после обработки кислотой, к3:

220. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час ДР, МПа кч, мкм250 0,200 0,005480 0,320 0,0054120 0,530 0,00491. Средняя 0,00521. Ш.

221. Дата проведения опыта: 11-14/08/2008

222. Характеристики образца керна: Номер образца: Длина, см Диаметр, см Глубина, м

223. Остаточная водонасыщенность, % Пористость, % Газопроницаемость, мкм2 Параметры опыта:

224. Модель изовискозной нефти: 80% нефти скв.1. Температура, ОС1. Пластовое давление, МПа1. Давление обжима, МПа

225. Вязкость нефти при 130 ОС, мПа.с

226. Вязкость морской воды при 130 ОС, мПа.с1. Номер опыта 71. БТ- 16 10-3-85//26,2753572,85 47,3 16,5 0,057

227. МСП2 + 20% керосина 130 10 13 0,881 0,228- Кислотный состав (10% НС1 + 2% HF + 5% СНЗСООН + WHT-8255 (2,5%) + WCL-1212 (1,5%) + 2% ПАВ + 2% C3H12N09P2).

228. Модель высокоминерализованного раствора: (FeC13 5,0 г/л, СаС12 2,5 г/л„ Na2C03 2,5 г/л, и NaOH 3,0г/л)1. Результаты опыта:

229. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час ДР, МПа кь мкм210 0,230 0,0008515 0,390 0,0007520 0,530 0,000741. Средняя 0,00078

230. Проницаемость по воде после обработки высокоминерализованным раствором, к;1. Расход, мл/час1. Перепад давления АР, МПа1. Проницаемость. к2, мкм20,3400,000290,5200,00026100,8000,000241. Средняя0,00026

231. Проницаемость по воде после обработки кислотой, к3:

232. Расход, Перепад давления Проницаемость.мл/час ДР, МПа кд, мкм25 0,080 0,0012210 0,210 0,0009315 0,290 0,001011. Средняя 0,00105