Способ выработки слабодренируемых участков нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки неоднородной нефтяной залежи с наличием слабодренируемых участков. Способ включает выработку запасов нефти скважинами, проведение исследований скважин, проведение гидроразрыва пласта, применение внутрипластовой термохимической обработки с использованием гранулированного магния и соляной кислоты, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Согласно изобретению подбирают залежь с накопленным отбором нефти от начальных извлекаемых запасов не менее 50%, на фонде скважин, пробуренном на данную залежь, проводят исследования по определению текущей температуры пласта и строят карты распределения температуры пласта по площади залежи. Выделяют участки, в которых текущая пластовая температура ниже начальной на 5% и более, предварительно каждую скважину выделенных участков очищают от отложений на стенках труб с помощью последовательной закачки гранулированного магния в объеме 20-40% от объема эксплуатационной колонны и 60-80% - соляной кислоты с концентрацией 12-18%, промывают и отбирают продукты реакции. Затем на скважинах выделенных участков, где отсутствует водо+нефтяной контакт, проводят гидроразрыв пласта, в котором 10-40% закачиваемого пропанта по массе заменяют на гранулированный магний той же фракции, что и фракция пропанта. Причем сначала закачивают пропант и магний большей фракции, затем последовательно размер фракции закачиваемого пропанта и магния уменьшают, после чего закачивают два-четыре раза оторочки 12-18% соляной кислоты и продавливают технической жидкостью, скважины осваивают и пускают в работу. В дальнейшем разработку с поддержанием пластового давления ведут закачкой рабочего агента – воды, подогретой до температуры, составляющей сумму начальной пластовой температуры и расчетных теплопотерь по стволу скважины. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи. 2 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи с наличием слабодренируемых участков.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий бурение и подготовку к эксплуатации по меньшей мере двумя парами скважин, состоящими из нагнетательной скважины, которая заканчивается в залежи, и добывающей скважины, которая заканчивается в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, создание проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и одновременный отбор углеводородов из добывающей скважины. Для увеличения проницаемой зоны между добывающей и нагнетательной скважиной перед пуском в эксплуатацию в каждой скважине производят гидроразрыв с закачкой слоя пропанта (патент РФ №2310744, кл. Е21В 43/24, опубл. 20.11.2007).

Недостатком известного способа является то, что в процессе добычи закачанный пропант может выноситься из добывающих скважин высоковязкой углеводородной жидкостью. Вынос пропанта приводит к смыканию трещин, образованных при гидроразрыве, уменьшению проницаемой зоны между добывающей и нагнетательной скважинами, снижению добычи и, соответственно, уменьшению коэффициента нефтеизвлечения.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ добычи высоковязкой нефти и битума, включающий разработку залежи по меньшей мере одной парой скважин, состоящей из нагнетательной скважины, воздействующей на кровельную часть продуктивного пласта, и добывающей скважины, эксплуатирующей подошвенную часть продуктивного пласта, проведение гидроразрыва с закачкой пропанта в каждую скважину, создание проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и одновременный отбор углеводородов из добывающей скважины. В известном способе при проведении гидроразрыва используют пропант, смешанный с гранулированным магнием в соотношении от 5:1 до 2:1, а после смеси пропанта и гранулированного магния производят закачивание соляной кислоты в количестве, достаточном для полного реагирования гранулированного магния (патент РФ №2387821, кл. Е21В43/24, опубл. 27.04.2010 - прототип).

Известный способ позволяет повысить эффективность добычи высоковязкой нефти и битума из подземной залежи за счет предотвращения выноса пропанта и сохранения полученного после гидроразрыва размера проницаемой зоны между добывающей и нагнетательной скважинами, а также за счет предотвращения выноса породы из призабойной зоны добывающей скважины и ускорения создания проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, но не предусматривает выработку слабодренируемых участков нефтяной залежи с высокими значениями остаточных запасов нефти.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабодренируемых участков нефтяной залежи.

Задача решается тем, что в способе выработки слабодренируемых участков нефтяной залежи, включающем выработку запасов нефти скважинами, проведение исследований скважин, проведение гидроразрыва пласта, применение внутрипластовой термохимической обработки с использованием гранулированного магния и соляной кислоты, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению подбирают залежь с накопленным отбором нефти от начальных извлекаемых запасов не менее 50%, на фонде скважин, пробуренном на данную залежь, проводят исследования по определению текущей температуры пласта и строят карты распределения температуры пласта по площади залежи, выделяют участки, в которых текущая пластовая температура ниже начальной на 5% и более, предварительно каждую скважину выделенных участков очищают от отложений на стенках труб с помощью последовательной закачки гранулированного магния в объеме 20-40% от объема эксплуатационной колонны и 60-80% - соляной кислоты с концентрацией 12-18%, промывают и отбирают продукты реакции, затем на скважинах выделенных участков, где отсутствует водонефтяной контакт, проводят гидроразрыв пласта, в котором 10-40% закачиваемого пропанта по массе заменяют на гранулированный магний той же фракции, что и фракция пропанта, причем сначала закачивают пропант и магний большей фракции, затем последовательно размер фракции закачиваемого пропанта и магния уменьшают, после чего закачивают два-четыре раза оторочки 12-18% соляной кислоты и продавливают технической жидкостью, скважины осваивают и пускают в работу, в дальнейшем разработку с поддержанием пластового давления ведут закачкой рабочего агента – воды, подогретой до температуры, составляющей сумму начальной пластовой температуры и расчетных теплопотерь по стволу скважины.

Сущность изобретения

Разработка неоднородной нефтяной залежи с наличием слабодренируемых участков характеризуется недовыработкой остаточных запасов, низким коэффициентом охвата пластов и невысокой нефтеотдачей. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять наиболее полную выработку нефти из таких залежей. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабодренируемых участков нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

Залежь нефти разбуривают по проектной сетке добывающими и нагнетательными скважинами, ведут отбор продукции из добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины.

При накопленном отборе нефти от начальных извлекаемых запасов не менее 50% на фонде скважин, пробуренном на данную залежь, проводят исследования по определению текущей температуры пласта. По полученным данным строят карты распределения температуры пласта по площади залежи. По результатам проведенных исследований на залежи выделяют участки, в которых текущая пластовая температура ниже начальной на 5% и более. Согласно расчётам, если отбор от начальных извлекаемых запасов составляет менее 50%, то разработка залежи может осуществляться и без применения предлагаемых в данном способе мероприятий, требующих операционных затрат, т.к. при этом рассматриваемый способ увеличивает нефтеотдачу незначительно. Согласно исследованиям при текущей температуре пласта менее чем 5% от начальной, эффективность данного способа может быть мала ввиду погрешности оборудования.

В процессе эксплуатации скважин на стенках труб образуются асфальто-смолисто-парафиновые отложения, присутствие которых может значительно снизить эффективность гидроразрыва пласта (ГРП). Реакция соляной кислоты с магнием приводит к термохимической реакции с выделением тепла. Поэтому предварительно каждую скважину выделенных участков очищают от отложений на стенках труб с помощью последовательной закачки гранулированного магния в объеме 20-40% от объема эксплуатационной колонны и 60-80% - соляной кислоты с концентрацией 12-18%. Затем промывают и отбирают продукты реакции. Согласно исследованиям при объеме гранулированного магния менее 20%, а, соответственно, кислоты более 80%, получают незначительный эффект ввиду слабого повышения температуры. Аналогично при объеме гранулированного магния более 40%, и, соответственно, кислоты менее 60%, воздействие кислотой снижается, что приводит к неполному растворению магния и уменьшает эффект. Как показали расчеты, концентрация соляной кислоты ниже 12% не дает положительного эффекта, а при концентрации выше 18% приводит к повреждению промыслового оборудования.

Далее на скважинах выделенных участков, где отсутствует водонефтяной контакт, проводят ГРП. В присутствии водонефтяного контакта появляется риск резкого обводнения скважин после ГРП и необходимость применения водоизоляционных технологий, эффект которых обычно кратковременен. В каждом ГРП 10-40% закачиваемого пропанта по массе заменяют на гранулированный магний той же фракции, что и фракция пропанта. Причем сначала закачивают пропант и магний большей фракции, затем последовательно размер фракции закачиваемого пропанта и магния уменьшают. После этого закачивают два-четыре раза оторочки 12-18% соляной кислоты и продавливают технической жидкостью.

Согласно исследованиям замена пропанта на гранулированный магний той же фракции, что и фракция пропанта на величину менее чем 10% по массе практически не приводит к необходимому повышению температуры в пласте, тогда как более чем 40% снижает эффективность ввиду меньшего количества закачиваемого пропанта, частичного смыкания трещин, а также негативного воздействия высокой температуры на оборудование ГРП. Последовательное уменьшение размера фракции закачиваемого пропанта и магния позволяет закрепить трещины разных размеров, вплоть до мелких. Последующая закачка оторочки соляной кислоты приводит к термохимической реакции с выделением тепла, что позволяет снизить вязкость нефти. Концентрация соляной кислоты ниже 12% не дает положительного эффекта, а при концентрации выше 18% – приводит к повреждению промыслового оборудования.

Затем скважины осваивают и пускают в работу. В дальнейшем разработку с поддержанием пластового давления ведут закачкой рабочего агента – воды, подогретой до температуры, составляющей сумму начальной пластовой температуры и расчетных теплопотерь по стволу скважины во избежание охлаждения пласта.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи слабодренируемых участков нефтяной залежи.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Залежь нефти представлена неоднородными терригенными отложениями. Абсолютная проницаемость коллектора составляет 50-300 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 6 м, глубина залегания кровли пласта – 1050 м, начальное пластовое давление – 10 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 50 мПа·с, начальная пластовая температура 30°С. Залежь разбуривают по пятиточечной схеме 23-мя вертикальными скважинами с расстоянием между скважинами 300 м. Ведут отбор продукции из добывающих скважин и закачку сточной воды в нагнетательные скважины.

Через 10 лет разработки накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов по залежи составил 50%. На фонде скважин, пробуренном на данную залежь, проводят исследования по определению текущей температуры пласта. По полученным данным строят карты распределения температуры пласта по площади залежи. По результатам проведенных исследований на залежи выявляют участок, состоящий из 5 скважин, в котором текущая пластовая температура ниже начальной на 5% и составляет 28,7°С.

Предварительно каждую из 5 скважин выделенного участков очищают от отложений на стенках труб с помощью последовательной закачки гранулированного магния в объеме 20% от объема эксплуатационной колонны и 80% соляной кислоты с концентрацией 12%. Затем промывают и отбирают продукты реакции. Далее на 4 скважинах выделенного участка, где отсутствует водонефтяной контакт, проводят ГРП. В одной из скважин присутствует водонефтяной контакт, поэтому в ней ГРП не проводят. В каждом ГРП 40% закачиваемого пропанта по массе заменяют на гранулированный магний той же фракции, что и фракция пропанта. Причем сначала закачивают пропант и магний большей фракции (12/18 меш), затем последовательно размер фракции закачиваемого пропанта и магния уменьшают (до 20/40 меш). После этого закачивают два раза оторочки 12% соляной кислоты и продавливают технической жидкостью.

Скважины осваивают и пускают в работу. В дальнейшем разработку с поддержанием пластового давления на участке ведут закачкой рабочего агента – воды, подогретой до температуры, составляющей сумму начальной пластовой температуры и расчетных теплопотерь по стволу скважины, т.е. при температуре закачиваемой сточной воды на забое 30єС.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. Предварительно каждую из скважин выделенного участка очищают от отложений на стенках труб с помощью последовательной закачки гранулированного магния в объеме 40% от объема эксплуатационной колонны и 60% соляной кислоты с концентрацией 18%. Затем промывают и отбирают продукты реакции. Далее на данных скважинах проводят ГРП. В каждом ГРП 10% закачиваемого пропанта по массе заменяют на гранулированный магний той же фракции, что и фракция пропанта. После этого закачивают четыре раза оторочки 18% соляной кислоты и продавливают технической жидкостью.

В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 710 тыс. т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,485 д. ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 600 тыс. т нефти, КИН составил 0,410 д. ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,075 д. ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения неоднородных залежей с наличием слабодренируемых участков, увеличить проницаемость коллектора, повысить охват и равномерность выработки запасов за счет выявления данных слабодренируемых участков, применения очистки скважин и оптимизированной технологии гидроразрыва пласта с термохимическим воздействием.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи слабодренируемых участков нефтяной залежи.

Способ выработки слабодренируемых участков нефтяной залежи, включающий выработку запасов нефти скважинами, проведение исследований скважин, проведение гидроразрыва пласта, применение внутрипластовой термохимической обработки с использованием гранулированного магния и соляной кислоты, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что подбирают залежь с накопленным отбором нефти от начальных извлекаемых запасов не менее 50%, на фонде скважин, пробуренном на данную залежь, проводят исследования по определению текущей температуры пласта и строят карты распределения температуры пласта по площади залежи, выделяют участки, в которых текущая пластовая температура ниже начальной на 5% и более, предварительно каждую скважину выделенных участков очищают от отложений на стенках труб с помощью последовательной закачки гранулированного магния в объеме 20-40% от объема эксплуатационной колонны и 60-80% - соляной кислоты с концентрацией 12-18%, промывают и отбирают продукты реакции, затем на скважинах выделенных участков, где отсутствует водонефтяной контакт, проводят гидроразрыв пласта, в котором 10-40% закачиваемого пропанта по массе заменяют на гранулированный магний той же фракции, что и фракция пропанта, причем сначала закачивают пропант и магний большей фракции, затем последовательно размер фракции закачиваемого пропанта и магния уменьшают, после чего закачивают два-четыре раза оторочки 12-18% соляной кислоты и продавливают технической жидкостью, скважины осваивают и пускают в работу, в дальнейшем разработку с поддержанием пластового давления ведут закачкой рабочего агента – воды, подогретой до температуры, составляющей сумму начальной пластовой температуры и расчетных теплопотерь по стволу скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к процессам кислотной обработки. Технический результат - растворение растворимых в кислоте материалов при низких температурах.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой. Способ включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты.

Изобретение относится к флюиду для обработки скважин для повышения добычи углеводородов из пласта и способам его использования. Флюид для обработки скважин, включающий сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте, и гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии ацетилацетоната циркония.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение надежности реализации способа; повышение качества обработки призабойной зоны пласта с одновременным снижением затрат на реализацию и упрощением технологи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин для повышения продуктивности пласта, сложенного карбонатными коллекторами с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при гидравлическом разрыве карбонатного пласта (ГРП). Способ включает перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, циклическую закачку и продавку в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - увеличение охвата залежи, повышение эффективности паротеплового воздействия на продуктивный пласт, увеличение отбора разогретой высоковязкой нефти после пароциклического воздействия, исключение перегрева верхней части продуктивного пласта, сокращение тепловых потерь по стволу скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение производительности нагнетательных скважин, уменьшение времени осуществления способа, его упрощение и удешевление.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение области применения технологии за счет реагентов, устойчивых к высоким температурам, с одновременным снижением стоимости обработки за счет снижения количества используемой техники.

Изобретение относится к композициям и жидкостям, используемым при обработке скважин гидравлическим разрывом. Гелевая композиция, содержащая акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый диальдегидом, полученная смешиванием акриламидного полимера или сополимера с диальдегидом в водном растворе при рН в диапазоне от приблизительно 9,0 до приблизительно 11, где акриламидный полимер или сополимер имеет заряд в пределах от приблизительно 15 до приблизительно 35 мол.%, а молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в пределах примерно больше, чем от приблизительно 1,1 до приблизительно 2,0.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки чисто нефтяных залежей с низкой проницаемостью нефтяной породы. Способ включает бурение горизонтальных добывающих скважин по рядной схеме размещения и заканчивание их с применением многостадийного гидроразрыва пласта МСГРП, создание системы поддержания пластового давления ППД методом заводнения.

Группа изобретений относится к вариантам способа выполнения стимулирующих операций с размещением проппанта на буровой площадке. Буровая площадка имеет ствол скважины, проникающий в пласт месторождения, имеющий разрыв.

Изобретение относится к добыче газообразных углеводородов и/или жидких углеводородов из подземных пластов. Способ добычи газообразных углеводородов и/или жидких углеводородов из подземных пластов, характеризующийся использованием смолы полимолочной кислоты, содержащей компонент, представляющий собой поли-L-молочную кислоту, и компонент, представляющий собой поли-D-молочную кислоту, при этом также характеризующейся удельной теплотой плавления при 190°С или более, измеренной методом дифференциальной сканирующей калориметрии, 20 Дж/г или более.

Изобретение относится к флюидам для обработки подземных пластов при добыче нефти и газа. Флюид для обработки пласта на водной основе, содержащий смесь или дисперсию в воде, включающую по меньшей мере один полимер, увеличивающий вязкость, представляющий собой водорастворимый или водонабухающий полимер, выбранный из группы, состоящей из сшитых полисахаридов, сшитых по меньшей мере одним сшивающим средством, выбранным из группы, состоящей из боратных, циркониевых, алюминиевых, титановых и хромовых металлоорганических сшивающих средств, или выбранный из группы, состоящей из гуаровой смолы, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксипропилгуара, их комбинаций, или из группы, состоящей из недериватизированного гуара, крахмалов, целлюлозы, дериватизированных гуаров, полиакриламидов, полиакрилатов, функционализированных полиакриламидных полимеров, сополимеров акриламидметилпропансульфоновой кислоты, поливинилового спирта, поливинилпирролидонов, сополимеров малеинового ангидрида и метилвинилового эфира, полиэтиленоксидов, их комбинаций, по меньшей мере один органический разжижающий пероксид и по меньшей мере один промотор из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей, эриторбатных солей, изоаскорбатных солей и их комбинаций, где флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит амина, если промотором является тиосульфатная соль.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к заканчиванию скважин. Способ заканчивания скважины содержит создание скважины, содержащей ствол, проходящий в подземный пласт, крепление по меньшей мере нижнего участка скважины эксплуатационной обсадной колонной, установку запорной арматуры в эксплуатационной обсадной колонне, причем запорная арматура создает удаляемый барьер для прохода текучей среды в стволе.

Изобретение относится к стимулирующим текучим средам для гидроразрыва углеводородсодержащего пласта и системному оборудованию для них. Технический результат – повышение экономичности, эффективности и безопасности обработки.

Изобретение относится к гидравлическому разрыву подземного пласта. Состав для обработки скважины содержит: низковязкую несущую жидкость, имеющую вязкость менее чем 50 мПа⋅с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°С; диспергированный в несущей жидкости проппант и диспергированное в несущей жидкости волокно, содержащее от 0,1 до 20 мас.% силикона, где состав для обработки скважины не создает волоконного тапонирования при потоке через узкую щель шириной 1-2 мм.

Изобретение относится к способу обработки подземного пласта. Способ обработки подземного пласта, включающий приготовление суспензии цементного раствора, выполненной с возможностью схватывания с образованием отвердевшего цементного раствора с прочностью на сжатие ниже давления смыкания разрыва подземного пласта, где указанная суспензия цементного раствора содержит цементирующий материал, воду и меньше чем 4 % деградируемого материала в расчете на массу цементирующего материала в суспензии цементного раствора, закачивание указанной суспензии в подземный пласт при давлении, достаточном для создания разрыва в подземном пласте, при сохранении более высокого давления, чем давление смыкания разрыва, предоставление возможности указанной суспензии схватиться, образуя отвердевший цементный раствор в разрыве, понижение давления ниже давления смыкания разрыва, предоставление возможности отвердевшему цементному раствору в разрыве растрескаться, образуя растрескавшийся отвердевший цементный раствор, и добычу углеводородов из пласта через растрескавшийся отвердевший цементный раствор в разрыве.

Изобретение относится к способам управления, контроля и оптимизации параметров трещин гидроразрыва пласта (ГРП) при проведении ГРП в целевых пластах, отделенных от внешних пластов с высокой активностью содержащихся в них флюидов, тонкими экранами, а также в низкопродуктивных пластах малой мощности.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации отбора нефти или закачки воды. Гидравлический вибратор содержит золотник и ствол с донным отверстием.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки неоднородной нефтяной залежи с наличием слабодренируемых участков. Способ включает выработку запасов нефти скважинами, проведение исследований скважин, проведение гидроразрыва пласта, применение внутрипластовой термохимической обработки с использованием гранулированного магния и соляной кислоты, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Согласно изобретению подбирают залежь с накопленным отбором нефти от начальных извлекаемых запасов не менее 50, на фонде скважин, пробуренном на данную залежь, проводят исследования по определению текущей температуры пласта и строят карты распределения температуры пласта по площади залежи. Выделяют участки, в которых текущая пластовая температура ниже начальной на 5 и более, предварительно каждую скважину выделенных участков очищают от отложений на стенках труб с помощью последовательной закачки гранулированного магния в объеме 20-40 от объема эксплуатационной колонны и 60-80 - соляной кислоты с концентрацией 12-18, промывают и отбирают продукты реакции. Затем на скважинах выделенных участков, где отсутствует водо+нефтяной контакт, проводят гидроразрыв пласта, в котором 10-40 закачиваемого пропанта по массе заменяют на гранулированный магний той же фракции, что и фракция пропанта. Причем сначала закачивают пропант и магний большей фракции, затем последовательно размер фракции закачиваемого пропанта и магния уменьшают, после чего закачивают два-четыре раза оторочки 12-18 соляной кислоты и продавливают технической жидкостью, скважины осваивают и пускают в работу. В дальнейшем разработку с поддержанием пластового давления ведут закачкой рабочего агента – воды, подогретой до температуры, составляющей сумму начальной пластовой температуры и расчетных теплопотерь по стволу скважины. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи. 2 пр.

Наверх