Способ термохимической обработки нефтяного пласта
METHOD FOR THERMO-CHEMICAL TREATMENT OF OIL RESERVOIR

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам термохимической обработки нефтяногопласта.
Известен способ термохимической обработки продуктивного пласта (патент RU № 2219332, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/25, опубл. 20.12.2003 г., бюл. № 35), включающий закачку через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в зону обработки пласта горюче-окислительного состава (ГОС), содержащего комплексное органическое соединение с азотной кислотой, селитру и воду, а затем доставку в зону его расположения инициатора горения (ИГ) – борогидрида щелочного металла. В качестве указанного комплексного соединения используют этаноламиннитрат, а указанный борогидрид, по крайней мере, один из ряда лития, натрия, калия – в виде спрессованного в таблетки его порошка, покрытые парафином или канифолью, в количестве 2-50 % от массы ГОС при следующем соотношении компонентов в ГОС, маc. %: этаноламиннитрат – 40-82, селитра 1,0-20, вода – 15,0-50.
Недостатками известного способа являются сложность его применения в промысловых условиях из-за повышенной взрывоопасности используемого в способе этаноламиннитрата, а также недостаточная эффективность ИГ из-за ограниченной площади соприкосновения указанного инициатора и ГОС.
Известен способ термохимической обработки нефтяного пласта (патент RU № 2401941, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/24, С09К 8/524, опубл. 20.10.2010 г., бюл. № 29), включающий раздельную закачку компонентов ГОС и ИГ по двум коаксиально расположенным относительно друг друга НКТ, при этом конец внешней НКТ опущен ниже конца внутренней НКТ на расстояние, достаточное для обеспечения времени контакта ГОС и ИГ в реакционном объеме, ГОС подают в обрабатываемую зону нефтяного пласта через кольцевое пространство между внешней и внутренней НКТ, ИГ подают по внутренней НКТ. В качестве ГОС используют водный раствор c водородным показателем рН 4-7, включающий, мас. %: селитру – 5-25, карбамидно-аммиачную смесь КАС-32 − остальное, в качестве ИГ используют водный раствор с водородным показателем рН 12-14, включающий, мас. %: нитрит щелочного металла – 15-45, воду – остальное.
Недостатками известного способа являются низкая эффективность из-за ограниченной зоны обработки пласта, сложности процесса доставки растворов реагентов в зону реакции, а также сложность приготовления растворов с необходимыми параметрами в промысловых условиях.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта (патент RU № 2451169, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/27, С09К 8/74, С09К 8/94, опубл. 20.05.2012 г., бюл. № 14), включающий циклическую закачку газогенерирующего и кислотного реагентов. В качестве газогенерирующего реагента используют водный раствор мочевины с нитритом натрия, содержащий, мас. %: мочевина – 28,4-38,4, нитрит натрия – 18,2-27,6, вода – остальное. В качестве кислотного реагента используют водный раствор неорганической кислоты с поверхностно-активным веществом, стабилизатором железа и флотореагентом, содержащий, мас. %: неорганическая кислота – 5,2-60,9, поверхностно-активное вещество – 2,4-3,5, стабилизатор железа – 1,4-2,3, флотореагент – 7,0-11,4, вода – остальное. Причем соотношение газогенерирующего и кислотного реагентов составляет 1:(1-3), а после закачки реагентов проводят выдержку.
Недостатком известного способа является низкая эффективность из-за недостаточного разогрева термохимической смеси.
Известны термохимический состав и способ его применения для обработки призабойной зоны и удаленной зоны продуктивного пласта (патент RU № 2525386, МПК Е21В 43/24, С09К 8/592, опубл. 10.08.2014 г., бюл. № 22), включающий последовательную закачку в скважину термогазохимического состава, содержащего ГОС и инициатор реакции. Используют ГОС, содержащий, мас. %: аммиачную селитру – 15-50, нитрит натрия – 15-40, стабилизатор – 0-2, эмульгатор – 0,1-2, нефть – 10-25, воду – остальное; и инициатор реакции, представляющий собой 15-37 %-ный раствор неорганической кислоты или ГОС, содержащий, мас. %: аммиачную селитру – 15-50, нитрит натрия – 15-40, стабилизатор – 0-2, – загуститель – 0,1-0,5, воду – остальное и инициатор реакции, представляющий собой 15-100 %-ный раствор или эмульсию органической кислоты в углеводородной среде.
Недостатком известного способа является низкая эффективность из-за недостаточного охвата пласта термическим воздействием вследствие того, что в пласте не происходит полное перемешивание оторочек ГОС и инициатора реакции. Термохимическая реакция протекает лишь на границе соприкосновения оторочек друг с другом, основная часть состава остается в пласте непрореагировавшей.
Наиболее близким по технической сущности является способ термохимической обработки призабойной зоны пласта (патент RU № 2587203, МПК E21B 43/245, E21B 43/22, С09К 8/524, опубл. 20.06.2016 г., бюл. № 17), включающий закачку на забой скважины двух водных растворов, первый из которых содержит нитрат аммония, кислоту лимонную и карбонат натрия при соотношении компонентов, мас. %: нитрат аммония – 48-54, кислота лимонная – 2,9-3,4, карбонат натрия – 2,3-3,0, вода пресная – остальное, а второй– нитрит натрия – 40-45 мас. %, причем закачку указанных растворов осуществляют параллельно или последовательно в объемах, обеспечивающих стехиометрическое взаимодействие нитрита натрия с нитратом аммония и лимонной кислотой.
Недостатками способа являются низкая эффективность термохимической обработки призабойной зоны пласта из-за низкого охвата пласта воздействием и отсутствия подключения низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков, а также увеличение обводненности добываемой продукции.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности термохимической обработки нефтяного пласта за счет увеличения охвата пласта воздействием, подключения низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков, увеличение нефтеотдачи, снижение обводненности добываемой продукции, а также расширение технологических возможностей способа.
Технические задачи решаются способом термохимической обработки нефтяного пласта, включающим одновременную или последовательную закачку двух водных растворов, представляющих собой термохимический состав, первый из которых содержит нитрат аммония, а второй – нитрит натрия с концентрацией 40-45 мас. %.
Новым является то, что первый раствор дополнительно содержит кислоту сульфаминовую и гидрокарбонат аммония при соотношении компонентов, мас. %:
нитрат аммония
30-40
сульфаминовая кислота
8-12
гидрокарбонат аммония
5-10
вода пресная
остальное,
9
причем указанные водные растворы закачивают в объемном соотношении 1:1, после закачки водных растворов осуществляют последовательную закачку кислотного состава, содержащего ингибированную соляную кислоту с концентрацией 60 мас. %, сульфаминовую кислоту –2 мас. %, уксуснокислый аммоний – 3 мас. %, неонол АФ-12 – 0,15 мас. %, воду пресную – остальное, и высоковязкого полимерного состава, содержащего полиакриламид и 10 %-ый раствор хромокалиевых квасцов при соотношении компонентов высоковязкого полимерного состава, мас. %:
полиакриламид
0,1-0,6
10 %-ый раствор хромокалиевых квасцов
0,1-0,6
вода пресная
остальное,
при этом указанные термохимический состав, кислотный состав и высоковязкий полимерный состав закачивают в объемном соотношении 1:(0,5-2):(0,5-1), продавливают их в пласт водой, останавливают скважину на технологическую выдержку продолжительностью 4 ч и возобновляют заводнение.
Также новым является то, что для высокоприёмистых скважин до закачки термохимического состава осуществляют закачку высоковязкого полимерного состава при их объемном соотношении 1:(1-3).
Для осуществления способа термохимической обработки нефтяного пласта используют:
2
- нитрит натрия (NaNO), выпускаемый по ГОСТ 19906-74;
4
3
- нитрат аммония (NHNO), выпускаемый по ГОСТ 2-2013;
2
3
- сульфаминовую кислоту (NHSOH), которая является кислотой средней силы с молекулярной массой 97,1, и представляет собой хорошо растворимые белые негигроскопические кристаллы без запаха;
4
3
- гидрокарбонат аммония (NHHCO), представляющий неорганическое соединение – кислую соль аммония и угольной кислоты, по внешнему виду бесцветные кристаллы, хорошо растворимые в воде, со слабым запахом аммиака.
- полиакриламид – синтетический полимер акрилового ряда отечественного или импортного производства, представляющий собой белый порошок с молекулярной массой от 5 млн. D до 12 млн. D и степенью гидролиза от 5 до 20 %;
4
2
2
- 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов; хромокалиевые квасцы (KCr(SO)⋅12HO), представляющие кристаллогидрат неорганического соединения – соли металлов калия и хрома и серной кислоты, по внешнему виду темно-фиолетовые кристаллы, хорошо растворимые в воде, используют 10 %-ый раствор хромокалиевых квасцов, полученный путем растворения хромкалиевых квасцов в пресной воде;
3
4
- уксуснокислый аммоний (CHCOONH), представляющий органическое соединение – соль аммония и органической уксусной кислоты, по внешнему виду бесцветные кристаллы, хорошо растворимые в воде, со слабым запахом аммиака.
9
- Неонол АФ-12, представляющий неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ) – оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12.
3
- воду пресную (с минерализацией не более 1 г/дм).
3
9
- кислотный состав, который содержит ингибированную соляную кислоту с концентрацией 60 мас. % (представляющую собой жидкость от бесцветного до желтого цвета с плотностью 1108-1119 кг/м и массовой долей хлористого водорода 22-24 %); сульфаминовую кислоту –2 мас. %, уксуснокислый аммоний – 3 мас. %, неонол АФ-12 – 0,15 мас. %, воду пресную – остальное (патент RU № 2618547, МПК Е21В 33/138, Е21В 43/12, опубл. 04.05.2017 г., бюл. № 13).
Предлагаемый термохимический способ обработки нефтяного пласта позволяет мобилизовать остаточные запасы нефти за счет снижения вязкости нефти вследствие термохимической реакции. В основе способа используется термохимическая (экзотермическая) реакция между нитритом натрия и нитратом аммония (1):
2
4
3
2
3
2
NaNO+NHNO→N+NaNO+2HO    (1)
Данная реакция имеет температурный барьер начала протекания реакции. Для повышения температуры реакционной смеси авторы используют термохимическую реакцию между нитритом натрия и сульфаминовой кислотой. При этом для увеличения растворимости сульфаминовой кислоты в водном растворе и повышения теплового эффекта используют сульфаминовую кислоту и гидрокарбонат аммония. Гидрокарбонат аммония вступает в реакцию с сульфаминовой кислотой с образованием аммонийной соли – сульфамата аммония (2):
4
3
2
3
4
2
3
2
2
NHHСО+2NHSOН→2NHNHSO+HO+СO   (2)
Образующийся сульфамат аммония реагирует с нитритом натрия (3):
4
2
3
2
2
4
2
2
NHNHSO+2NaNO→NaSO+3НO+2N   (3)
Причем указанная реакция протекает медленно, что позволяет проводить одновременную или последовательную закачку двух водных растворов, представляющих термохимический состав, без существенных потерь теплоты, тем самым увеличивая эффективность термохимического воздействия.
Используемый кислотный состав (по патенту RU № 2618547, МПК Е21В 33/138, Е21В 43/12, опубл. 04.05.2017 г., бюл. № 13) является катализатором реакции (3). При этом ускорение реакции происходит по цепному механизму, что не требует гомогенного смешения термохимического и кислотного составов. Указанный кислотный состав закачивается после термохимического состава, что позволяет осуществлять термохимическую реакцию непосредственно в пласте. Дополнительно кислотный состав за счет растворения карбонатной составляющей породы улучшает приемистость низкопроницаемых пропластков.
За счет применения высоковязкого полимерного состава достигается снижение проницаемости обводненных высокопроницаемых пропластков и увеличение охвата пласта воздействием. Кроме того, применение высоковязкого полимерного состава позволяет выровнить фронт вытеснения мобилизованной нефти.
Закачку оторочек в пласт осуществляют с использованием насосных агрегатов типа ЦА-320 и установки КУДР следующим образом.
В пласт закачивают два водных раствора, представляющих собой термохимический состав, первый из которых содержит нитрат аммония 30-40 мас. %, сульфаминовую кислоту                       8-12 мас. %, гидрокарбонат аммония 5-10 мас. %, воду пресную – остальное, а второй – нитрит натрия с концентрацией 40-45 мас. %.
Причем закачку указанных водных растворов осуществляют в объемном соотношении 1:1.
Указанные водные растворы, представляющие термохимический состав, готовят на базе по приготовлению химических составов путем перемешивания в реакторе компонентов растворов с пресной водой до их полного растворения. Готовые растворы доставляют на скважину в автоцистернах.
Приготовленные водные растворы с помощью двух насосных агрегатов закачивают одновременно (через тройник) или последовательно по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) через нагнетательную скважину в пласт.
После закачки водных растворов осуществляют последовательную закачку кислотного состава и высоковязкого полимерного состава. Кислотный состав содержит ингибированную соляную кислоту с концентрацией 60 мас. %, сульфаминовую кислоту –2 мас. %, уксуснокислый аммоний – 3 мас. %, неонол АФ9-12 – 0,15 мас. %, воду пресную – остальное. Высоковязкий полимерный состав содержит полиакриламид (ПАА) и 10 %-ый раствор хромокалиевых квасцов при соотношении компонентов, мас. %:
полиакриламид
0,1-0,6
10 %-ый раствор хромокалиевых квасцов
0,1-0,6
вода пресная
остальное.
Кислотный состав готовят на базе по приготовлению химических составов путем перемешивания в реакторе компонентов состава с пресной водой до их полного растворения. Готовый раствор доставляют на скважину в автоцистерне.
Высоковязкий полимерный состав готовят в смесительной ёмкости путём подачи ПАА шнековым дозатором, 10 %-ного водного раствора хромокалиевых квасцов струйным насосом и воды. Предварительно на базе по приготовлению химических реагентов готовят 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов путем их растворения в пресной воде. Готовый 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов доставляют на скважину в автоцистерне.
Приготовленные кислотный состав и высоковязкий полимерный состав закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.
При этом указанные термохимический состав, кислотный состав и высоковязкий полимерный состав закачивают в объемном соотношении 1:(0,5-2):(0,5-1).
3
Для высокоприёмистых скважин с приемистостью от 201 м/сут до закачки термохимического состава осуществляют закачку высоковязкого полимерного состава при их объемном соотношении 1:(1-3).
3
После окончания закачки запланированный объём составов продавливают в пласт закачиваемой водой в объёме 15 м. Останавливают скважину на технологическую выдержку продолжительностью 4 ч. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.
Пример конкретного выполнения (см. пример 1. табл. 1).
Закачку составов в пласт осуществляют с использованием насосных агрегатов типа ЦА-320 и установки КУДР следующим образом.
В пласт закачивают термохимический состав, содержащий два водных раствора, первый из которых содержит нитрат аммония 30 мас. %, сульфаминовую кислоту 8 мас. %, гидрокарбонат аммония 5 мас. %, воду пресную – 57 мас. %, а второй – нитрит натрия с концентрацией 40 мас %.
3
3
3
Общий объем термохимического состава составляет 10 м, объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, объем первого водного раствора составляет                 5 м, второго водного раствора – 5 м.
Первый раствор термохимического состава готовится на базе по приготовлению химических составов путем перемешивания в реакторе нитрата аммония, сульфаминовой кислоты и гидрокарбоната аммония с пресной водой до их полного растворения.
Второй раствор термохимического состава готовится на базе по приготовлению химических составов путем перемешивания в реакторе нитрита натрия с пресной водой до его полного растворения.
Готовые водные растворы доставляются на скважину в автоцистернах.
Приготовленные растворы с помощью двух насосных агрегатов закачиваются одновременно через тройник по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) через нагнетательную скважину в пласт.
9
После осуществляют последовательную закачку кислотного состава (КС), содержащего ингибированную соляную кислоту, сульфаминовую кислоту, уксуснокислый аммоний и Неонол АФ-12, при соотношении компонентов, мас. %:
ингибированная соляная кислота
60
сульфаминовая кислота
2,0
уксуснокислый аммоний
3,0
неонол АФ<sub>9</sub>-12
0,15
вода пресная
34,85,
и высоковязкого полимерного состава (ВПС- 1), содержащего полиакриламид (ПАА) и 10 %-ый раствор хромокалиевых квасцов (ХКК) при соотношении компонентов, мас. %:
полиакриламид
0,1
10 %-ый раствор хромокалиевых квасцов
0,1
вода пресная
99,8.
9
Кислотный состав готовится на базе по приготовлению химических составов путем перемешивания в реакторе ингибированной соляной кислоты, сульфаминовой кислоты, уксуснокислого аммония и Неонола АФ-12 с пресной водой до их полного растворения. Готовый раствор доставляется на скважину в автоцистерне.
Высоковязкий полимерный состав готовится в смесительной ёмкости путём подачи ПАА шнековым дозатором с концентрацией 0,1 мас. %, 10 %-ного водного раствора хромокалиевых квасцов струйным насосом с концентрацией 0,1 мас % (0,01 % в пересчете на хромокалиевые квасцы) и пресной воды. Предварительно на базе по приготовлению химических реагентов готовят 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов, путем их растворения в пресной воде. Готовый раствор хромокалиевых квасцов доставляют на скважину в автоцистерне.
Приготовленные кислотный состав и высоковязкий полимерный состав закачиваются в пласт по колонне НКТ через нагнетательную скважину.
3
3
Объем кислотного состава составляет 5 м, объем высоковязкого полимерного состава составляет 5 м, при этом объемное соотношение термохимического состава, кислотного состава и высоковязкого полимерного состава составляет 1:0,5:0,5.
3
После окончания закачки запланированный объём оторочек продавливают в пласт закачиваемой водой в объёме 15 м. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение. Останавливают скважину на технологическую выдержку продолжительностью 4 ч. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.
3
3
3
3
Результаты исследований показывают, что произошло перераспределение фильтрационных потоков: первый пропласток стал принимать 80 м/сут, второй пропласток – 90 м/сут, приемистость изменилась с 200 м/сут при давлении 8,0 МПа до 170 м/сут при давлении 10,8 МПа (пример 1, табл. 2), давление закачки увеличилось на 35 %, средняя обводненность добываемой продукции снизилась на 3,1 %, дебит нефти по участку увеличился на 3,8 т /сут (пример 1, табл. 3).
3
Остальные примеры осуществления способа термохимической обработки нефтяного пласта выполняют аналогично, примеры и результаты исследований приведены в табл. 1-3. Для высокоприёмистых скважин с приемистостью от 201 м/сут (примеры 19-36) до закачки термохимического состава осуществляют закачку высоковязкого полимерного состава (ВПС-2) при объемном соотношении 1:(1-3).
Давление закачки увеличилось в среднем на 30,4 %, обводненность добываемой продукции снизилась в среднем на 3,6 %, средний дебит по нефти увеличился на 3,2 т/сут (табл. 2, 3).
Полученные результаты показывают, что происходит перераспределение фильтрационных потоков в пласте и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта, которые приводят к увеличению охвата пласта воздействием в 1,5–1,7 раза.
Таким образом, предлагаемый способ термохимической обработки нефтяного пласта позволяет повысить эффективность термохимической обработки нефтяного пласта за счет увеличения охвата пласта воздействием и подключения низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков, увеличить нефтеотдачу, снизить обводненность добываемой продукции, а также расширяет технологические возможности способа.
.
Таблица 1
№примера
Высоковязкий полимерный состав(ВПС-2), мас. %
Термохимический состав (ТХС), мас. %
Кислотный состав (КС), мас. %
Высоковязкий полимерный состав(ВПС-1), мас. %
Первый раствор
Второй раствор
ПАА
ХКК
Вода пресная
Нитрат аммония
Сульфам. к-та
Гидрокарбонат аммония
Вода пресная
Нитрит натрия
Вода пресная
Ингиб. соляная к-та
Сульфамин.к-та
Уксусно-кислый аммоний
Неонол АФ<sub>9</sub>-12
Вода пресная
ПАА
ХКК
Вода пресная
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
1
-
-
-
30
8
5
57
40
60
60
2
3
0,15
34,85
0,1
0,1
99,8
2
-
-
-
35
10
7,5
47,5
42,5
57,5
60
2
3
0,15
34,85
0,2
0,2
99,6
3
-
-
-
40
12
10
38
45
55
60
2
3
0,15
34,85
0,6
0,6
98,8
4
-
-
-
30
10
5
55
40
60
60
2
3
0,15
34,85
0,1
0,2
99,7
5
-
-
-
30
12
10
48
42,5
57,5
60
2
3
0,15
34,85
0,2
0,1
99,7
6
-
-
-
35
8
7,5
49,5
45
55
60
2
3
0,15
34,85
0,6
0,1
99,3
7
-
-
-
35
12
10
43
40
60
60
2
3
0,15
34,85
0,1
0,6
99,3
8
-
-
-
40
8
7,5
44,5
42,5
57,5
60
2
3
0,15
34,85
0,2
0,6
99,2
9
-
-
-
40
10
5
45
45
55
60
2
3
0,15
34,85
0,6
0,2
99,2
10
-
-
-
30
8
7,5
54,5
45
55
60
2
3
0,15
34,85
0,2
0,6
99,2
11
-
-
-
35
10
5
50
40
60
60
2
3
0,15
34,85
0,2
0,1
99,7
12
-
-
-
40
12
7,5
40,5
42,5
57,5
60
2
3
0,15
34,85
0,2
0,2
99,6
13
-
-
-
30
10
7,5
52,5
45
55
60
2
3
0,15
34,85
0,1
0,6
99,3
14
-
-
-
30
12
7,5
50,5
40
60
60
2
3
0,15
34,85
0,1
0,2
99,7
15
-
-
-
35
8
5
52
42,5
57,5
60
2
3
0,15
34,85
0,1
0,1
99,8
16
-
-
-
35
12
5
48
45
55
60
2
3
0,15
34,85
0,6
0,1
99,3
17
-
-
-
40
8
5
47
40
60
60
2
3
0,15
34,85
0,6
0,2
99,2
18
-
-
-
40
10
10
40
42,5
57,5
60
2
3
0,15
34,85
0,6
0,6
98,8
19
0,1
0,1
99,8
30
8
5
57
40
60
60
2
3
0,15
34,85
0,1
0,1
99,8
20
0,2
0,2
99,6
35
10
7,5
47,5
40
60
60
2
3
0,15
34,85
0,2
0,2
99,6
21
0,6
0,6
98,8
40
12
10
38
40
60
60
2
3
0,15
34,85
0,6
0,6
98,8
22
0,1
0,2
99,7
30
10
5
55
42,5
57,5
60
2
3
0,15
34,85
0,1
0,2
99,7
23
0,2
0,1
99,7
30
12
10
48
42,5
57,5
60
2
3
0,15
34,85
0,2
0,1
99,7
24
0,6
0,1
99,3
35
8
7,5
49,5
42,5
57,5
60
2
3
0,15
34,85
0,6
0,1
99,3
25
0,1
0,6
99,3
35
12
10
43
42,5
57,5
60
2
3
0,15
34,85
0,1
0,6
99,3
26
0,2
0,6
99,2
40
8
7,5
44,5
45
55
60
2
3
0,15
34,85
0,2
0,6
99,2
27
0,6
0,2
99,2
40
10
5
45
45
55
60
2
3
0,15
34,85
0,6
0,2
99,2
28
0,2
0,6
99,2
30
8
10
52
45
55
60
2
3
0,15
34,85
0,2
0,6
99,2
29
0,2
0,1
99,7
35
10
5
50
45
55
60
2
3
0,15
34,85
0,2
0,1
99,7
Продолжение таблицы 1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
30
0,2
0,2
99,6
40
12
7,5
40,5
42,5
57,5
60
2
3
0,15
34,85
0,2
0,2
99,6
31
0,1
0,6
99,3
30
10
10
50
45
55
60
2
3
0,15
34,85
0,1
0,6
99,3
32
0,1
0,2
99,7
30
12
7,5
50,5
45
55
60
2
3
0,15
34,85
0,1
0,2
99,7
33
0,1
0,1
99,8
35
8
5
52
45
55
60
2
3
0,15
34,85
0,1
0,1
99,8
34
0,6
0,1
99,3
35
12
7,5
45,5
45
55
60
2
3
0,15
34,85
0,6
0,1
99,3
35
0,6
0,2
99,2
40
8
10
42
42,5
57,5
60
2
3
0,15
34,85
0,6
0,2
99,2
36
0,6
0,6
98,8
40
10
7,5
42,5
42,5
57,5
60
2
3
0,15
34,85
0,6
0,6
98,8
Таблица 2
Номер участка нагн. скважины
Перфорированнная толщина пласта, мРаботающая толщина пласта(до закачки), м
Приёмистость нагнетательной скважины при давлении закачки, м<sup>3</sup>/сут / МПа
Номер примера из  табл.1
Объёмы первого и второго водных растворов ТХС, м<sup>3</sup>
Объемное соотношение первого и второго водных растворов
Порядок закачки первого и второго растворов
Объём ТХС, м<sup>3</sup>
Объем КС,м<sup>3</sup>
Объем ВПС-2, м<sup>3</sup>
Объем ВПС-1, м<sup>3</sup>
Объемное соотношениесоставов ТХС:КС:ВПС-1/ ТХС:ВПС-2
Изменение давления закачки, %
дозакачки
послезакачки
Первый раствор
Второй раствор
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
1
<b>1668,5-1678,9</b>1668,5-1672,41672,4-1678,9
200 / 8,018020
170 / 10,88090
1
5
5
1:1
одновременно
10
5
-
5
1:0,5:0,5
35
2
<b>898,0-923,0</b>898,0-911,0911,0-923,0
100 / 7,50100
100 / 10,44555
2
30
30
1:1
последовательно
60
30
-
45
1:0,5:0,75
39
3
<b>1234,8-1245,2</b>1234,8-1236,51236,5-1238,21238,2-1245,2
125 / 6,975050
100 / 9,8353035
3
8
8
1:1
последовательно
16
8
-
16
1:0,5:1
42
4
<b>1144,9-1167,0</b>1144,9-1155,61155,6-1167,0
200 / 8,015050
200 / 10,080120
4
10
10
1:1
последовательно
20
20
-
10
1:1:0,5
25
5
<b>1875,6-1887,3</b>1875,6-1879,51879,5-1887,3
100 / 6,00190
100 / 8,110069
5
25
25
1:1
одновременно
50
50
-
37,5
1:1:0,75
35
6
<b>908,3-919,5</b>908,3-915,1915,1-919,5
150 / 7,22500
150 / 9,810092
6
7,5
7,5
1:1
одновременно
15
15
-
15
1:1:1
36
7
<b>1875,6-1885,4</b>1875,6-1880,51880,5-1885,4
125 / 8,51000
125 / 10,29035
7
15
15
1:1
одновременно
30
60
-
15
1:2:0,5
20
8
<b>1874,0-1884,0</b>1874,0-1879,51879,5-1884,0
200 / 7,00150
200 / 9,57060
8
10
10
1:1
одновременно
20
40
-
15
1:2:0,75
36
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
9
<b>1134,3-1142,4</b>1134,3-1136,11136,1-1139,21139,2-1142,4
100 / 7,575250
100 / 10,4502525
9
12
12
1:1
одновременно
24
48
-
24
1:2:1
39
10
<b>1696,2-1708,4</b>1696,2-1699,31699,3-1708,4
125 / 8,00125
125 / 10,87055
10
6
6
1:1
последовательно
12
6
-
6
1:0,5:0,5
35
11
<b>1662,7-1668,5</b>1662,7-1665,41665,4-1668,5
200 / 8,515050
200 / 10,790110
11
5
5
1:1
одновременно
10
5
-
7,5
1:0,5:0,75
26
12
<b>1870,0-1881,3</b>1870,0-1878,51878,5-1880,3
150 / 8,01500
150 / 10,97575
12
11
11
1:1
последовательно
22
11
-
22
1:0,5:1
24
13
<b>965,2-976,3</b>966,2-968,5968,5-974,3974,3-976,3
200 / 7,5801100
200 / 10,2657560
13
20
20
1:1
одновременно
40
40
-
40
1:1:1
36
14
<b>1870,6-1898,3</b>1870,6-1879,51879,5-1885,41885,4-1898,3
125 / 8,512500
125 / 11,3604025
14
21
21
1:1
последовательно
40
40
-
80
1:1:2
33
15
<b>1650,8-1673,5</b>1650,8-1657,21657,2-1670,71670,7-1673,5
200 / 7,2120800
200 / 9,2907040
15
12
12
1:1
последовательно
24
24
-
24
1:1:1
28
16
<b>950,0-970,5</b>950,0-965,5965,5-968,2968,2-970,5
150 / 8,701500
150 / 10,8609050
16
10
10
1:1
последовательно
20
20
-
20
1:1:1
24
17
<b>1365,8-1387,5</b>1365,8-1379,51379,5-1382,51382,5-1384,71384,7-1387,5
200 / 8,501006040
210 / 11,780404050
17
10
10
1:1
последовательно
20
20
-
20
1:1:1
38
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
18
<b>1365,8-1384.7</b>1365,8-1379,51379,5-1382,51382,5-1384,7
150 / 7,575750
150 / 10,0655035
18
15
15
1:1
одновременно
30
60
-
30
1:2:1
33
19
<b>1259,6-1265,4</b>1259,6-1262,51262,5-1264,71264,7-1265,01265,0-1265,4
600 / 10,01000250250
600 / 12,5100200100200
19
9
9
1:1
одновременно
18
9
18
9
1:0,5:0,5 / 1:1
25
20
<b>1263,2-1275,2</b>1263,2-1268,71268,7-1270,61270,6-1273,31273,3-1275,2
201 / 6,512008100
200 / 8,565753030
20
12
12
1:1
последовательно
24
12
48
18
1:0,5:0,75 / 1:2
31
21
<b>1365,8-1387,5</b>1365,8-1379,51379,5-1382,51382,5-1384,71384,7-1387,5
350 / 8,01201001300
290 / 10,090806060
21
20
20
1:1
последовательно
40
20
120
40
1:0,5:1 / 1:3
25
22
<b>1259,6-1265,4</b>1259,6-1262,51262,5-1264,71264,7-1265,01265,0-1265,4
600 / 10,01000120200
370 / 12,81008010090
22
8
8
1:1
последовательно
16
16
16
8
1:1:0,5 / 1:1
28
23
<b>1863,2-1882,3</b>1863,2-1868,71868,7-1875,61875,6-1882,3
350 / 9,51002500
350 / 11,590150110
23
17
17
1:1
одновременно
36
36
108
27
1:1:0,75 / 1:3
21
24
<b>1100,0-1130,0</b>1100,0-1115,51115,5-1121,51121,5-1130,0
350 / 7,91200230
340 / 10,2100140100
24
20
20
1:1
одновременно
40
40
120
40
1:1:1 / 1:3
29
25
<b>958,9-975,0</b>958,9-967,3967,3-971,5971,5-975,0
201 / 6,0120810
200 / 8,3759035
25
15
15
1:1
одновременно
30
60
60
15
1:2:0,5 / 1:2
38
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
26
<b>1345,2-1362,3</b>1345,2-1351,21351,2-1355,61355,6-1356,7
600 / 9,80400200
550 / 12,5180190190
26
15
15
1:1
одновременно
28
56
56
21
1:2:0,75 / 1:2
28
27
<b>1368,9-1388,8</b>1368,9-1380,51380,5-1384,81384,8-1388,8
350 / 8,91200230
340 / 11,2100140100
27
10
10
1:1
последовательно
20
40
20
20
1:2:1 / 1:1
26
28
<b>1678,5-1688,9</b>1678,5-1681,41681,4-1685,61685,6-1688,9
420 / 10,01203000
390 / 12,8150140100
28
21
21
1:1
последовательно
42
42
126
42
1:1:1 / 1:3
28
29
<b>1545,2-1562,3</b>1545,2-1551,21551,2-1555,61555,6-1556,71556,7-1560,21560,2-1562,3
600 / 9,5002003000
500 / 12,580907010060
29
17
17
1:1
последовательно
34
34
102
34
1:1:1 / 1:3
32
30
<b>1268,9-1288,8</b>1268,9-1280,51280,5-1284,81284,8-1288,8
350 / 8,51200230
340 / 10,5100140100
30
21
21
1:1
одновременно
42
84
126
42
1:2:1 / 1:3
24
31
<b>1178,5-1188,9</b>1178,5-1181,41181,4-1185,61185,6-1188,9
201 / 6,0120800
200 / 8,2756560
31
12
12
1:1
одновременно
24
12
48
24
1:0,5:1 / 1:2
37
32
<b>1445,2-1462,3</b>1445,2-1451,21451,2-1455,61455,6-1456,71456,7-1460,21460,2-1462,3
600 / 9,8002003000
580 / 12,912090150100120
32
20
20
1:1
последовательно
40
40
120
30
1:1:0,75 / 1:3
32
33
<b>1724,8-1736,8</b>1724,8-1728,51728,5-1734,21734,2-1736,8
420 / 8,52102100
375 / 10,2150100125
33
10
10
1:1
последовательно
20
20
20
20
1:1:1 / 1:1
20
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
34
<b>1640,8-1672,3</b>1640,8-1657,21657,2-1670,71670,7-1672,3
600 / 10,50350250
560 / 13,5130220210
34
25
25
1:1
одновременно
50
50
150
50
1:1:1 / 1:3
29
35
<b>1035,0-1048,0</b>1035,0-1038,91038,9-1048,0
201 / 5,70201
200 / 7,410080
35
19
19
1:1
одновременно
38
79
114
38
1:2:1 / 1:3
30
36
<b>1768,9-1788,8</b>1768,9-1780,51780,5-1784,81784,8-1788,8
350 / 8,91200230
340 / 11,2100140100
36
26
26
1:1
последовательно
52
104
156
26
1:2:0,5 / 1:3
26
Примечание – К высокоприемистым скважинам относятся скважины с приемистостью от 201 м<sup>3</sup>/сут.
Таблица 3
Номер участка нагн. скважины
Средний дебит нефти по участку, т/сут
Средний дебит жидкости, т/сут
Средняя обводненность добываемой продукции, %
До закачки
После закачки
Прирост
Дозакачки
После закачки
Дозакачки
Послезакачки
Изменение, %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
9,5
13,3
+3,8
123,8
124,9
92,3
89,4
3,1
2
7,8
11,0
+3,2
89,4
92,4
91,3
88,1
3,5
3
9,3
12,4
+3,1
98,6
99,1
90,5
87,5
3,3
4
12,5
16,1
+3,6
190,5
176,6
93,4
90,8
2,8
5
8,7
12,2
+3,5
68,7
71,0
87,3
82,8
5,2
6
8,5
11,4
+2,9
76,2
79,5
88,8
85,7
3,5
7
9,3
12,7
+3,4
106,4
106,3
91,3
88,1
3,5
8
10,2
13,4
+3,2
108,3
110,5
90,6
87,9
3,0
9
11,4
14,2
+2,8
79,4
81,2
85,6
82,5
3,6
10
5,4
7,9
+2,5
67,8
68,7
92,0
88,5
3,8
11
6,7
9,5
+2,8
94,3
95,4
92,9
90,0
3,1
12
5,8
9,3
+3,5
112,5
112,6
94,8
91,7
3,2
13
10,6
13,0
+2,4
78,2
79,5
86,4
83,6
3,2
14
8,4
10,8
+2,4
56,4
58,6
85,1
81,6
4,1
15
10,5
14,2
+3,7
68,7
75,4
84,7
81,2
4,1
16
8,9
11,6
+2,7
98,5
100,2
91,0
88,4
2,9
17
6,4
9,3
+2,9
112,7
113,5
94,3
91,8
2,7
18
5,6
9,0
+3,4
98,8
100,3
94,3
91,0
3,5
19
12,4
16,2
+3,8
63,5
71,4
80,5
77,3
3,9
20
7,9
10,8
+2,9
79,5
81,5
90,1
86,7
3,8
21
12,8
15,9
+3,1
81,4
83,6
84,3
81,0
3,9
22
15,9
19,6
+3,7
93,2
95,8
82,9
79,5
4,1
23
13,4
16,6
+3,2
82,3
85,4
83,7
80,6
3,7
24
9,8
13,3
+3,5
91,5
93,4
89,3
85,8
3,9
25
11,5
15,2
+3,7
82,3
84,9
86,0
82,1
4,5
26
9,7
13,0
+3,3
95,4
95,6
89,8
86,4
3,8
27
10,5
13,9
+3,4
98,6
104,5
89,4
86,7
3,0
28
6,7
9,8
+3,1
69,4
72,3
90,3
86,4
4,3
29
8,6
11,3
+2,7
96,8
98,7
91,1
88,6
2,7
30
6,7
9,8
+3,1
102,5
105,4
93,5
90,7
3,0
31
8,2
11,4
+3,2
95,4
96,7
91,4
88,2
3,5
32
4,6
8,1
+3,5
87,5
89,7
94,7
91,0
3,9
33
9,2
12,8
+3,6
137,5
137,9
93,3
90,7
2,8
34
7,3
10,8
+3,5
71,5
74,9
89,8
85,6
4,7
35
10,3
13,4
+3,1
126,2
126,8
91,8
89,4
2,6
36
8,5
11,9
+3,4
96,4
97,2
91,2
87,8
3,7
Примечание – Номера участков нагнетательных скважин соответствуют номерам участков нагнетательных скважин таблицы 2.