Разработка комплексной технологии обработки призабойных зон скважин применительно к условиям месторождений Западной Сибири

• Автор: Пазин, Александр Николаевич
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2007
• Место защиты: Тюмень
• Количество страниц: 172 с. : ил.

1. ПРОБЛЕМЫ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
1.1. Анализ существующих реагентных технологий воздействия на призабойные зоны скважин и оценка их эффективности
1.2. Результаты применения растворов неионогенных ПАВ
высокой концентрации.
1.3. Актуальность разработки комплексной технологии воздействия на ПЗП скважин с низкой продуктивностью
2. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КОМБИНИРОВАННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ РАСТВОРОВ КИСЛОТ И ПОВЕРХНОСТНО АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ
2.1 Исследование совместимости кислотных составов на основе бисульфата натрия с добавкой НПАВ с пластовыми флюидами
2.1.1 Исследования на совместимость технологических растворов
с минерализованной водой Покачвского месторождения
2.1.2 Исследование влияния кислотных композиций на совместимость с пластовыми водами ВатьЕганского месторождения
2.1.3 Исследование влияния кислотных композиций на совместимость с пластовыми водами Повховского месторождения.
2.2 Исследование стабильности составов на основе бисульфата
натрия при контактировании с нефтью
2.2.1 Стабильность кислотного состава на основе бисульфата натрия с добавкой растворителя в условиях контактирования с нефтью пласта БВ Покачвского месторождения
2.2.2 Стабильность кислотных составов в условиях пластовых температур при контактировании с нефтью ВатьЕганского месторождения
2.2.3 Стабильность кислотных составов в условиях пластовых температур при контактировании с нефтью Повховского месторождения
2.3 Анализ результатов лабораторных экспериментов определения совместимости пластовых флюидов с разработанными составами.
2.4 Термостабильность кислотных составов с добавкой гидрофобизатора ИВВ1 в условиях пластовых температур
2.5 Оценка нефтевытесняющих свойств составов на основе
бисульфата на модели неоднородного пласта
2.6 Разработка растворителей АСПО и водонефтяных
эмульсий.
2.7 Растворяющая способность кислотных составов на основе Ферроклен К2 по отношению к породам продуктивных пластов месторождений ТПП Урайнефтегаз.
2.8 Растворяющая способность кислотных составов типа Ферроклен К3 по отношению к породе месторождений ТПП Урайнефтегаз.
2.9 Растворяющая способность кислотных составов на основе бисульфата натрия по отношению к породам пластов.
2. Исследование эффективности составов типа Гелий для ОПЗ пласта применительно к условиям месторождений ТПП
Лангепаснефтегаз.
Выводы по разделу 2
3.РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И СПОСОБОВ КОМПЛЕКСНОЙ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА
3.1 Устройство для очистки призабойной зоны скважин
3.2 Способ очистки призабойной зоны скважин за один спускоподъемный цикл.
3.3 Способ растворения АСПО в призабойной зоне скважины
3.4 Технология гидроимпульсного воздействия на пласт.
3.5 Способ интенсификации нефтепритока из низкопроницаемых
коллекторов производными органических кислот.
4. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ КОМПЛЕКСНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН ООО
ЛУКОЙЛ ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.
Список используемой литературы


Ингибиторы должны значительно понижать скорость коррозии при небольших концентрациях, хорошо растворяться в растворе кислоты без высаливания и быть стабильными во времени, не должны образовывать осадков с продуктами реакций и пластовыми водами, не должны повышать вязкость рабочего раствора. Основная часть ингибиторов коррозии получают на основе алкиламинов, алкилдиаминов, аминоамидов, алкилимидазолинов, четвертичных аммониевых солей и некоторых других соединений. Большая часть ингибиторов полученных на основе алкиламинов к тому же является катионными поверхностно активными веществами ПАВ. Приводить полный перечень ингибиторов коррозии используемых для солянокислотных обработок в данной работе нет необходимости. Названия и краткая характеристика основных свойств отдельных, наиболее часто использующихся ингибиторов кислотной коррозии приводятся ниже. Ингибитор коррозии В2 используется при концентрации 0, и снижает скорость коррозии технической соляной кислоты до гчм2. Имеет коэффициент торможения при С 0. Оказывает ингибирующее действие до температуры 0С и концентрации соляной кислоты в . Ингибитор коррозии И1А снижает скорость коррозии соляной кислоты до 0,1 гчм2. Степень защиты углеродистой стали в растворе соляной кислоты при С составляет . Наибольший ингибирующий эффект наблюдается в интервале температур С. Оптимальными концентрациями ингибитора для получения наибольшей степени защиты являются 0,,4 . КатапинА, является одним из лучших ингибиторов солянокислотной коррозии стали.