Способ определения размера потерь углеводородов на скважинах



Способ определения размера потерь углеводородов на скважинах
Способ определения размера потерь углеводородов на скважинах
Способ определения размера потерь углеводородов на скважинах
Способ определения размера потерь углеводородов на скважинах
Способ определения размера потерь углеводородов на скважинах
Способ определения размера потерь углеводородов на скважинах

Владельцы патента RU 2632797:

Денисламов Ильдар Зафирович (RU)
Идиятуллин Илдус Каусарович (RU)

Предлагаемое изобретение относится к скважинной добыче нефти, может быть использовано на всех предприятиях нефтедобывающей промышленности. Способ заключается в том, что в межтрубном пространстве скважины на устье скважины устанавливают стационарный датчик давления с регистрацией его показаний в постоянном режиме времени. Расчет объема выделенного из скважины попутного нефтяного газа за отчетный промежуток времени ведут по участкам непрерывного снижения давления в межтрубном пространстве в зоне датчика, причем до атмосферного давления, по формуле:

где Vпотерь - объем потерь легких углеводородов в виде выпущенного в атмосферу из скважины попутного нефтяного газа за отчетный период времени;

D - внутренний диаметр обсадной колонны, м;

d - внешний диаметр колонны лифтовых труб (насосно-компрессорных труб - НКТ), м;

Ндин - динамический уровень жидкости в межтрубном пространстве на время i-гo выпуска попутного нефтяного газа (ПНГ) в атмосферу, м;

Руст - показание устьевого датчика давления в межтрубном пространстве (МП) в начальный момент процесса снижения межтрубного давления газа до атмосферного, Па;

Рдин - давление ПНГ в зоне динамического уровня жидкости в начальный момент процесса снижения межтрубного давления газа до атмосферного, Па (определяется расчетным путем, например по формуле Лапласа-Бабинэ);

Ратм - атмосферное давление, равное 1,013⋅105 Па;

n - количество кратковременных снижений устьевого давления до атмосферного давления за отчетный период времени. 3 ил.

 

Заявляемое изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для организации учета потерь легких углеводородов в виде попутного нефтяного газа на нефтедобывающих скважинах.

Нефтедобывающая скважина является своеобразным герметичным сосудом, работающим под избыточным давлением (рекомендуется давление на устье скважины не превышать более 40 атм), поэтому при ее повседневной эксплуатации потери углеводородов (УВ) в виде легких компонент нефти отсутствуют. В межтрубном пространстве (МП) скважины (кольцевое пространство между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб) при механизированной добыче нефти находится попутный нефтяной газ (ПНГ) под определенным давлением до 40 атм. Этот газ можно в технологических целях выпустить из МП в двух раздельных направлениях.

1. В выкидную линию (ВЛ) скважины, то есть в начальную точку системы нефтесбора. При этом давление в МП снизится только до определенного значения, а именно до давления в выкидной линии РВЛ. Ввод газа из межтрубья в выкидную линию осуществляется либо в автоматическом режиме, либо вручную с помощью специального перепускного клапана.

2. Газ может быть выпущен непосредственно в атмосферу через устьевой вентиль обсадной колонны. В этом случае ПНГ выпускают так, что давление межтрубного пространства становится равным атмосферному.

Потери легких углеводородов (метан, этан, пропан, бутан и даже пентано-гексановые фракции в виде мельчайших капель) происходят на скважинах в тех случаях, когда давление снижают в МП до атмосферного путем выпуска ПНГ в атмосферу. Система учета этих потерь на нефтепромыслах не налажена, так как считается, что они неизбежны и малы по сравнению с потерями УВ в резервуарном парке. Существует техническая задача оценки этих потерь по двум причинам:

- экологическая область, ведь в составе ПНГ может находиться и сероводород, крайне опасный для людей и животных газ;

- экономическая причина состоит в сравнении величины потерь с объемами добываемой нефти, расчете экономической целесообразности снижения этих потерь, если они большие.

Широко известен закон Бойля-Мариотта (Элементарный учебник физики: Учеб. пособие / Под ред. Г.С. Ландсберга: Т. 1. - 11 изд. - М.: Наука, Физматлит, 1995. - С. 430), который гласит, что давление некоторой массы газа при постоянной температуре обратно пропорционально объему газа. Поэтому, оценив на скважине динамический уровень и давление газа, можно рассчитать объем находящегося в скважине и выпущенного в атмосферу попутного нефтяного газа. Способ требует перед выпуском ПНГ в атмосферу присутствия на скважине специалиста с переносным манометром и уровнемером. Кроме того, данный способ подразумевает передачу полученной информации в компьютерную базу данных предприятия через определенный промежуток времени путем ввода данных в компьютер. Способ зависит от аккуратности и исполнительности персонала предприятия.

Актуальной технической задачей на современном нефтегазодобывающем предприятии является, на наш взгляд, получение объективной информации по потерям легких углеводородов на нефтедобывающих скважинах без участия персонала предприятия, то есть в автоматическом режиме эксплуатации скважин. Эта задача, по сути, относится к интеллектуальным скважинам и месторождениям, общая концепция которых сегодня находится на стадии детализации.

Поставленная техническая задача решается в способе определения размера потерь углеводородов на скважинах, заключающемся в определении объема газа исходя из объема сосуда с газом и давления газа в сосуде, тем что в межтрубном пространстве скважины на устье скважины устанавливают стационарный датчик давления с регистрацией его показаний в постоянном режиме времени на станции управления скважиной, расчет объема выделенного из скважины попутного нефтяного газа за отчетный промежуток времени ведут по участкам непрерывного снижения давления в межтрубном пространстве в зоне датчика, причем до атмосферного давления, по формуле:

где Vпотерь - объем потерь легких углеводородов в виде выпущенного в атмосферу попутного нефтяного газа за отчетный период времени, м3;

D - внутренний диаметр обсадной колонны, м;

d - внешний диаметр колонны лифтовых труб (насосно-компрессорных труб - НКТ), м;

Ндин - динамический уровень жидкости в межтрубном пространстве на момент i-го выпуска ПНГ в атмосферу, м;

Руст - показание устьевого датчика давления в МП в начальный момент процесса снижения межтрубного давления газа до атмосферного, Па;

Рдин - давление ПНГ в зоне динамического уровня жидкости в начальный момент процесса снижения межтрубного давления газа до атмосферного, Па; (определяется расчетным путем, например по формуле Лапласа-Бабинэ, источник: стр. 134 книги Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1984, 487 с.);

Ратм - атмосферное давление, равное 1,013⋅105 Па;

n - количество кратковременных снижений устьевого давления до атмосферного давления за отчетный период времени.

На фиг. 1 приведена схема расположения датчика давления на устье скважины, где дополнительно указаны следующие части и элементы скважины: 1 - обсадная колонна (ОК), 2 - колонна НКТ, 3 - перепускной клапан для открытия или закрытия отверстия между ОК и колонной НКТ, 4 - выкидная линия скважины в систему нефтесбора, 5 - вентиль обсадной колонны, 6 - динамический уровень жидкости, 7 - попутный нефтяной газ в межтрубном пространстве, 8 - датчик давления, 9 - станция управления скважиной, 10 - глубинный насос.

Согласно изобретению датчик давления 8 располагают в верхней части межтрубного пространства нефтедобывающей скважины на длительное время и соединяют его со станцией управления 9 для сбора и интерпретации информации по давлению в МП. В зависимости от вида проводимой на скважине работы динамика снижения давления в МП, подлежащая интерпретации и учету по фактору потерь УВ, может быть двух видов.

1. Одноступенчатое снижение давления. Попутный нефтяной газ в течение нескольких минут выпускают через вентиль 4 в атмосферу так, что давление снижается с 20 атм до атмосферного (избыточное давление снижается до нуля). Этот случай приведен на фиг. 2. Такая картина наблюдается в двух случаях:

- перепускной клапан 3 находится в неисправном и закрытом состоянии;

- давления в межтрубном пространстве Руст и давление в выкидной линии скважины одинаковы и нет возможности направить ПНГ в систему нефтесбора.

По формуле 1 контроллер станции управления (СУ) по факту такой динамики устьевого давления в МП рассчитывает потери УВ в виде ушедшего в атмосферу объема попутного нефтяного газа. Значение динамического уровня Hдин=500 м контроллер выбирает из информационного банка данных скважины как ближайшее значение на время выпуска ПНГ в атмосферу. Давление газа над динамическим уровнем Рдин=21,2 атм рассчитывает контроллер СУ исходя из устьевого давления и параметров ПНГ по формуле Лапласа-Бабинэ.

2. Двухступенчатое снижение давления приведено на фиг. 3. В целях снижения потерь УВ попутный нефтяной газ выпускается из МП в два этапа. На первом этапе ПНГ через перепускной клапан 3 переводят в выкидную линию 4 без каких-либо потерь для предприятия. Давление при этом падает с 20 до 10 атм (давление в выкидной линии 4 равно 10 атм.). На втором этапе после закрытия клапана 3 ПНГ вынужденно выпускают в атмосферу, образуются потери УВ при снижении избыточного давления с 10 до 0 атм. Так как между двумя снижениями давления (на рисунке - фиг. 3 они изображены интервалами а-b и с-d) всегда образуется промежуток времени в несколько минут, необходимый для закрытия перепускного клапана 3, подсоединения к вентилю ОК 5 специальной вертикальной трубы рассеивания ПНГ в атмосферу и, наконец, открытия вентиля 5. Эти несколько минут всегда образуют порожек, то есть горизонтальную линию b-с небольшой длины. Согласно изобретению, контроллер станции управления в качестве Руст в формуле 1 выберет только то начальное значение давления в МП, после которого давление без остановки снизится до атмосферного (избыточное давление снизится до нуля). Эта особенность в выборе исходной информации для расчета потерь УВ также участвует в формировании таких критериев состоятельности изобретения, как новизна и существенное отличие.

По формуле 1 контроллер СУ считает

В течение отчетного месяца по рассмотренной условной нефтедобывающей скважине произошло два выпуска попутного нефтяного газа в атмосферу - соответственно по одноступенчатому снижению давления и двухступенчатому снижению давления согласно вышеописанным примерам. Рассчитанные потери объемов попутного нефтяного газа суммируются и выдаются контроллером СУ как потери легких УВ в целом по скважине за месяц:

Аналогичные работы и расчеты ведутся по всем нефтедобывающим скважинам нефтяного месторождения. По такой технологии будут определены все скважинные потери легких углеводородов. Такая работа предстоит на всех объектах нефтедобычи в недалеком будущем. Рассмотренная заявка на изобретение выполняет важную техническую задачу - без участия сотрудников предприятия определяются потери легких углеводородов при эксплуатации нефтедобывающих скважин. Установка устьевых датчиков давления в межтрубном пространстве скважины - это вопрос времени, ведь такое средство измерения будет нести и другие функции, например, функцию контроля безопасного состояния устьевой арматуры и обсадной колонны. По изобретению предложен способ учета потерь УВ с помощью датчика давления с выводом информации на станцию управления скважиной.

Способ определения размера потерь углеводородов на скважинах, заключающийся в определении объема газа исходя из его объема в сосуде под давлением, отличающийся тем, что в межтрубном пространстве скважины на устье скважины устанавливают стационарный датчик давления с регистрацией его показаний в постоянном режиме времени на станции управления скважиной, расчет объема выделенного из скважины попутного нефтяного газа за отчетный промежуток времени ведут по участкам непрерывного снижения давления в межтрубном пространстве в зоне датчика, причем до атмосферного давления, по формуле:

где Vпотерь - объем потерь легких углеводородов в виде выпущенного в атмосферу из скважины попутного нефтяного газа за отчетный период времени;

D - внутренний диаметр обсадной колонны, м;

d - внешний диаметр колонны лифтовых труб (насосно-компрессорных труб - НКТ), м;

Ндин - динамический уровень жидкости в межтрубном пространстве на время i-гo выпуска попутного нефтяного газа (ПНГ) в атмосферу, м;

Руст - показание устьевого датчика давления в межтрубном пространстве (МП) в начальный момент процесса снижения межтрубного давления газа до атмосферного, Па;

Рдин - давление ПНГ в зоне динамического уровня жидкости в начальный момент процесса снижения межтрубного давления газа до атмосферного, Па (определяется расчетным путем, например по формуле Лапласа-Бабинэ);

Ратм - атмосферное давление, равное 1,013⋅105 Па;

n - количество кратковременных снижений устьевого давления до атмосферного давления за отчетный период времени.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области гидродинамических исследований и может быть использовано при исследованиях действующих нефтяных и газовых скважин малой производительности.

Изобретение относится к горному делу, преимущественно к угольной промышленности, и может быть использовано для обеспечения безопасности при подземной разработке газоносных угольных пластов.

Изобретение относится к измерительной технике и предназначено для измерения продукции нефтяных и газоконденсатных скважин раздельно по компонентам - нефти, газу и воде, в том числе и как эталонное средство для уточнения среднесуточных дебитов скважины по компонентам.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу оперативного раздельного учета продукции двухпластового эксплуатационного объекта.

Изобретение относится к области измерений массы сырой нефти сепарационными измерительными установками при определении поправочного коэффициента, учитывающего наличие остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации, и может найти применение в нефтяной промышленности.

Изобретение относится к способам определения состава водонефтяной смеси в скважине и, в частности, к способам, использующим измерение параметров потока добываемого флюида в трубке Вентури, через которую в основной ствол скважины обеспечивают поступление нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: повышение точности и качества замера дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, за счет эффективности суммарного и поочередного измерения дебита каждой скважины, а также обеспечение достаточного времени для достоверного замера дебита каждой скважины и обеспечение постоянного контроля по дебиту в режиме реального времени всех скважин, подключенных к групповой замерной установке.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождений углеводородов.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано в измерительных установках для корректировки данных при определении дебита продукции нефтяных скважин.

Изобретение относится к способам эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и может быть использовано для сокращения потерь ретроградного конденсата и предотвращения аккумулирования жидкости в стволе скважины.

Изобретение относится к способам измерения обводненности скважинной нефти. Технический результат заключается в обеспечении более качественного расслоения скважинной продукции на нефть и воду без долговременной остановки работы глубинного насоса. Способ определения обводненности скважинной нефти заключается в фиксации скважинной продукции в емкости с постоянным сечением по ее высоте, выдержке скважинной продукции в емкости для обеспечения гравитационного разделения на нефть и воду и определении обводненности скважинной продукции по высоте водной части относительно всей высоты жидкости в емкости. Предварительно над глубинным скважинным насосом устанавливают обратный клапан. После остановки работы глубинного насоса из колонны лифтовых труб выпускают попутный нефтяной газ при снижении давления до атмосферного. Несколько раз замеряют статический уровень жидкости в колонне лифтовых труб до постоянства его величины и определяют объем жидкости в колонне лифтовых труб. Путем пуска глубинного насоса в работу скважинную продукцию известного объема из колонны лифтовых труб переводят в емкость на поверхности земли. Давление в трубопроводной линии путем штуцирования поддерживают на уровне величины, равной давлению на выкидной линии скважины при ее штатной эксплуатации. 1 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при проведении газодинамических исследований (ГДИ) скважин на месторождениях с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Технический результат, достигаемый изобретением, - повышение эффективности проведения газодинамических исследований за счет снижения затрат рабочего времени на проведение исследования и повышения точности получаемых результатов. Способ ГДИ скважины для низкопроницаемых коллекторов заключается в измерении дебита Qi и забойного давления Pзi исследуемой скважины на n различных режимах в i-ые, где i=1, 2, 3, …n в произвольные временные интервалы τi, между i-м и начальным режимами исследований. Пластовое давление для исследуемой скважины определяют в произвольные моменты времени путем измерения пластового давления в ближайшей наблюдательной скважине, находящейся в зоне дренирования исследуемой скважины. 2 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может применяться для исследования газогидродинамических процессов, происходящих в скважинах газоконденсатных месторождений. Техническим результатом является повышение точности и достоверности проводимых на стенде исследований. Предлагаемый стенд, включающий одну горизонтальную трубу в виде последовательно соединенных отдельных секций труб, насос, соединительные трубопроводы, запорные устройства, расходомеры, подъемные агрегаты, содержит дополнительно три горизонтальные трубы, выполненные в виде последовательно соединенных отдельных стальных секций труб, измерительные устройства, блок подачи газа. Барботер установлен на входе в одну из труб. Содержит проточный нагнетатель, вход которого подключен к блоку подачи газа, а выход - к барботеру, накопительную емкость, выход которой через насос соединен с барботером, сепаратор, вход которого соединен с выходом упомянутой трубы, выход для газа сообщен с проточным нагнетателем, а выход для жидкости - с входом накопительной емкости. Секции горизонтальных труб соединены между собой гибкими соединительными элементами. Все трубы имеют разный диаметр и установлены на подъемных агрегатах. 2 ил.

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для исследования горизонтальных скважин и выполнения в них водоизоляционных и ремонтно-исправительных работ. Способ включает спуск скважинного прибора (СП) с помощью колтюбинговой трубы в скважину. Измерение скважинных параметров, определение зон водопритока и водопоглощающих интервалов. Подключение колтюбинговой трубы на поверхности к насосу для подачи рабочей среды в скважину, при этом перед спуском в скважину в стенке колтюбинговой трубы ниже размещения СП вырезают технологические отверстия для обеспечения закачки или откачки рабочей среды на забой скважины, а измерение скважинных параметров производят сначала в режиме репрессии - закачки, например, пластовой воды по колтюбинговой трубе в скважину, затем в режиме депрессии - отбора пластовой воды, и по аномальным синхронным изменениям показаний СП устанавливают зоны водоотдающих и зоны водопоглощающих интервалов. При этом показания СП передают на поверхность по электромагнитному каналу связи, далее совмещают расположение имеющихся технологических отверстий в колтюбинге с месторасположением установленных интервалов и через имеющиеся технологические отверстия в колтюбинге производят закачку водоизолирующего состава. После истечения установленного времени выдержки консолидации водоизолирующего состава в указанных интервалах, проводят повторные замеры скважинных параметров. Изобретение позволяет усовершенствовать технологию проведения исследований с последующим выполнением водоизоляционных и ремонтно-исправительных работ на колтюбинге в горизонтальных скважинах. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении газогидродинамических исследований и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. Технический результат изобретения - расширение функциональных возможностей, заключающихся в возможности проведения исследований скважин, размещенных в кусте, при их одновременной работе в шлейф, что, в свою очередь, позволяет повысить точность получаемых данных и расширить диапазон исследования скважин, а также сократить сроки проведения исследования всех скважин куста с повышенной продуктивностью. Способ включает измерение дебита, пластового, забойного и устьевого давлений, температур на устье i-й скважины, где i=1, 2, 3, …, n, на каждом из режимов одновременно работающих в шлейф скважин куста, для каждого из которых определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В. При этом в кусте последовательно отключают от одной произвольным образом выбранной до (n-1) одновременно работающих скважин куста и строят кривые зависимости квадратичной депрессии и ее отношения к дебиту от дебита для скважин куста на различных режимах, по которым определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В. 5 ил., 6 табл.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации. Технический результат заключается в повышении точности определения профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации. Способ предусматривает осуществление измерений забойной температуры и забойного давления в скважине посредством датчиков, установленных на перфорационной колонне ниже всех интервалов перфорации, а также посредством датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше каждого интервала перфорации. Измерения температуры и забойного давления осуществляют до проведения перфорации скважины и после перфорации до тех пор, пока температура добываемого флюида не вернется к первоначальной температуре пласта. Оценивают суммарный дебит скважины и рассчитывают избыточную тепловую энергию добываемого флюида для всех датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше интервалов перфорации, после чего определяют дебит отдельных интервалов перфорации на основе рассчитанных избыточных тепловых энергий добываемого флюида и известного количества перфорационных зарядов в каждом интервале перфорации. 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для учета дебитов продукции нефтяных скважин как передвижными, так и стационарными измерительными установками, оснащенными кориолисовыми расходомерами-счетчиками и поточными влагомерами. Техническим результатом предлагаемого технического решения является повышение точности определения массы нефти измерительными установками, включающими кориолисовые расходомеры-счетчики и поточные влагомеры, путем удаления из водонефтяной смеси остаточного газа и определения объема остаточного газа в качестве поправки к результатам измерений объема свободного нефтяного газа. Технический результат достигается тем, что в заявляемом способе заполняют продукцией нефтяной скважины сепарационную калиброванную емкость для разделения на свободный нефтяной газ и водонефтяную смесь. Измеряют объем свободного нефтяного газа расходомером-счетиком газа в открытой линии измерения газа при закрытой линии измерения жидкости, прекращают подачу продукции скважины после заполнения сепарационной калиброванной емкости отсепарированной водонефтяной смесью до установленного уровня и закрывают линию измерения газа. Выдерживают водонефтяную смесь в сепарационной калиброванной емкости заданное время для обеспечения выхода части свободного газа, определяют дебит по массе водонефтяной смеси (сырой нефти), дебит по объему воды и дебит по объему нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, по результатам измерений и вычислений массы водонефтяной смеси и объемной доли воды в водонефтяной смеси. По истечении заданного времени выдержки открывают линию измерения жидкости и откачивают из сепарационной калиброванной емкости водонефтяную смесь насосом откачки, который устанавливают в линию измерения жидкости, закрывают линию измерения жидкости и прекращают откачку водонефтяной смеси насосом откачки. Измеряют в сепарационной калиброванной емкости давление и температуру остаточного газа и определяют объем остаточного газа в сепарационной калиброванной емкости после откачки водонефтяной смеси. Предложенный способ измерения дебита продукции нефтяных скважин по сравнению с прототипом позволяет исключить дополнительную погрешность измерения массы водонефтяной смеси - кориолисовыми расходомерами-счетчиками и объемной доли воды - поточным влагомером за счет обеспечения выделения остаточного газа в сепарационной калиброванной емкости из измеряемой водонефтяной смеси и учесть величину объема выделенного остаточного газа в результате измерения объема свободного нефтяного газа в продукции нефтяных скважин. 3 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений заводнением продуктивных пластов. Технический результат - повышение эффективности заводнения за счет регулирования проницаемости высокопроницаемых каналов, изменения направлений фильтрационных потоков путем закачки в нагнетательные скважины оторочек реагентов оптимального объема, выравнивания фронта вытеснения и подключения остаточной нефти. По способу определяют текущий коэффициент извлечения нефти - КИН пласта и объем высокопроницаемых каналов пласта. В нагнетательные скважины осуществляют закачку оторочек реагентов в необходимом объеме. При величине текущего КИН меньше 0,25 проектного КИН суммарный объем закачки оторочек реагентов принимают не более 0,1 объема высокопроницаемых каналов пласта. При этом в качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины закачивают оторочки эмульсионных систем или оторочки растворов щелочных агентов, или поверхностно-активных веществ - ПАВ, или полимеров, или углеводородных растворителей. При величине текущего КИН от 0,25 до 0,5 проектного КИН суммарный объем закачки оторочек реагентов принимают от 0,1 до 0,5 объема высокопроницаемых каналов пласта. В качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины закачивают оторочки щелочных агентов, или ПАВ, или полимеров, или осадко-гелеобразующих композиций, или дисперсных систем, или полимеров с дисперсными наполнителями. При величине текущего КИН больше 0,5 проектного КИН суммарный объем закачки оторочек реагентов принимают от 0,5 до 1,5 объема высокопроницаемых каналов пласта. В качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины последовательно закачивают раствор щелочного агента, раствор ПАВ и раствор полимера, или вязкие эмульсионные составы с дисперсными наполнителями, или углеводородные растворители с добавкой ПАВ. 5 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-07-06 2017-10-12T11:46:41
Наверх