Спосіб видобутку такої корисної копалини, як нафта і газ

1 Спосіб видобутку такої корисної копалини, як нафта і газ, із підземної формації, що містить нафту чи газ, який відрізняється тим, що в цю формацію інжектують водну композицію, що включає щонайменше 1 мас % щонайменше одного моноалкілового ефіру поліетиленгліколю, в якому алкільна група містить 3-5 атомів вуглецю, а поліетиленгліколь містить 3-6 етиленоксиланок, і видобувають нафту і/або газ, причому цей спосіб не передбачає обробку прокачуванням під тиском, при якій у формацію інжектують щонайменше один алкілтригліколевий ефір і щонайменше один змішуваний з водою ХІМІЧНИЙ засіб для видобутку нафти чи газу 2 Спосіб збільшення видобутку такої корисної копалини, як нафта і газ, із підземної формації, що містить нафту чи газ, який відрізняється тим, що в цю формацію інжектують водну композицію, що включає щонайменше 1 мас % щонайменше одного моноалкілового ефіру поліетиленгліколю, в якому алкільна група містить 3-5 атомів вуглецю, а поліетиленгліколь містить 3-6 етиленоксиланок, і видобувають нафту і/або газ, причому цей спосіб не включає обробку прокачуванням під тиском, при якій у формацію інжектують щонайменше один алкілтригліколевий ефір і щонайменше один змішуваний з водою ХІМІЧНИЙ засіб для видобутку нафти чи газу 3 Спосіб за будь-яким з пп 1 - 2 , який відрізня ється тим, що композиція практично є вільною від ізопропанолу 4 Спосіб за будь-яким з пп 1 - 3 , який відрізняється тим, що композиція практично є вільною від спирту 5 Спосіб за будь-яким з пп 1 - 4 , який відрізняється тим, що композиція практично є вільною від полярного органічного розчинника 6 Спосіб за будь-яким з пп 1 - 5 , який відрізняється тим, що здійснюють збуджування припливу у свердловину 7 Спосіб за п 6, який відрізняється тим, що при збуджуванні припливу у свердловину здійснюють кислотну обробку або послаблення блокади водою 8 Спосіб за будь-яким з пп 1 - 5 , який відрізняється тим, що його використовують при третинному методі видобутку нафти 9 Спосіб за будь-яким з попередніх пунктів, який відрізняється тим, що моноалкіловий ефір поліетиленгліколю являє собою моноалкіловий ефір триетиленгліколю 10 Спосіб за будь-яким з попередніх пунктів, який відрізняється тим, що моноалкільною групою є н, ізо-, втор- або трет-бутилова група 11 Спосіб за будь-яким з попередніх пунктів, який відрізняється тим, що моноалкіловий ефір поліетиленгліколю являє собою моно-н-бутиловий ефір триетиленгліколю 12 Спосіб за будь-яким з попередніх пунктів, який відрізняється тим, що у формацію інжектують суміш алкілових ефірів, щонайменше 60 % якої складає бутилтригліколевий ефір 13 Спосіб за будь-яким з попередніх пунктів, який відрізняється тим, що у формацію інжектують суміш, що включає алкіловий ефір і щонайменше один моноалкіловий ефір моно- та діетиленгліколю 14 Спосіб за п 13, який відрізняється тим, що суміш включає 70-80 % н-бутилтригліколевого ефіру, 15-25 % бутилтетрагліколевого ефіру, 1-5 % бутилпентагліколевого ефіру і 1 -5 % бутилдигліколевого ефіру 15 Спосіб за будь-яким з попередніх пунктів, який відрізняється тим, що композиція, яка є водною, включає 15-50 мас % моноалкілового ефіру або моноалкілових ефірів О ю 0 0 о ю 50785 Даний винахід відноситься до ХІМІЧНИХ засобів для нафтових і газових родовищ та до їх застосування для збільшення видобутку нафти чи газу На практиці ефективність видобутку нафти на нафтових і газових родовищах з часом часто знижується Таке зниження часто пов'язане з погіршенням колекторських властивостей продуктивного шару, яке може виявлятися у вигляді пониженої проникності формації для нафти або газу Крім того, для витиснення нафти в свердловину часто у формацію на деякій відстані від експлуатаційної свердловини необхідно інжектувати водні рідини У патенті США 5092405 описана інжекція в експлуатаційну свердловину ХІМІЧНИХ засобів, сильно розведених водних розчинів неюногенних або аніонних поверхнево-активних речовин, зокрема алкоксилованих алкілсульфатів і алкоксилованих алкарилсульфонатів, для вирішення проблем, пов'язаних із погіршенням колекторських властивостей продуктивного шару, наприклад, блокування води, та для спрощення видобутку нафти Уданий час використовують алкілгліколеві прості ефіри, які здатні істотно поліпшити видобуток нафти і газу з підземних формацій, насамперед вирішити проблеми погіршення колекторських властивостей продуктивного шару ВІДПОВІДНО ДО даного винаходу пропонується спосіб видобутку щонайменше однієї такої корисної копалини, як нафта і газ, з підземної формації, що містить нафту чи газ При здійсненні запропонованого способу в цю формацію інжектують водну композицію, що включає щонайменше 1мас% щонайменше одного моноалкілового ефіру поліетиленгліколю(далі називається як сполука 1), у якому алкільні групи містять 3 - 5 атомів вуглецю, а поліетиленгліколь містить 3 - 6 етиленоксиланок, і з цієї формації видобувають нафту і/або газ, причому цей спосіб не передбачає обробку прокачуванням підтиском, при якій у формацію інжектують щонайменше один алкілтригліколевий ефір і щонайменше один змішуваний з водою ХІМІЧНИЙ засіб для видобутку нафти чи газу За даним винаходом пропонується також спосіб збільшення видобутку щонайменше однієї такої корисної копалини, як нафта і газ, із підземної формації, що містить и При здійсненні запропонованого способу у цю формацію інжектують водну композицію, що містить щонайменше 1 мас % щонайменше одної сполуки 1 і з цієї формації видобувають нафту і/або газ, причому цей спосіб не передбачає обробку прокачуванням під тиском, при якій у формацію інжектують щонайменше один алкілтригліколевий ефір і щонайменше один змішуваний з водою ХІМІЧНИЙ засіб для видобутку нафти чи газу Ця сполука являє собою моноалкіловий ефір полі етиленгліколю, у якому алкільною групою є алкільна група з прямим або розгалуженим ланцюгом, що містить 3 - 5 атомів вуглецю, наприклад, набо ізопропіл, н-, ізо-, втор- аботрет-бутил, н-, ізо-, втор- або трет-пентил (аміл), зокрема н-бутил Сполуки 1 містять 3 - 6, наприклад, 4 або 5, етиленоксиланок, а найбільш прийнятними є сполуки з З такими ланками Приклади прийнятних сполук 1 включають моно-н-бутиловий ефір триетиленгліколю, також відомий як бутилтригліколевий ефір, і моно-н-бутилові ефіри тетраетиленгліколю і пентаетиленгліколю Сполуку 1 можна використовувати по суті у чистому вигляді або у вигляді суміші щонайменше з одним ВІДПОВІДНИМ алкіловим ефіром іншого поліетиленгліколю, переважно з 3 - 6 етиленоксиланками Так, наприклад, ця суміш може включати щонайменше 60%, зокрема щонайменше 80%, наприклад, 60 - 99% або 80 - 98%, сполуки (сполук) 1 і до 40%, зокрема до 20%, наприклад, 1 - 40% або 2 - 20%, цих інших гліколевих ефірів Суміш може також включати моноалкілові ефіри суміші поліетиленгліколів, причому середній молярний вміст етиленоксиланок складає 2,6 - 6,4, наприклад, 2,9 - 4,5 або 4,0 - 5,8 Звичайно гліколеві ефіри, сполуки 1 є слабко структуруючими амфіфілами Суміш може також включати незначні КІЛЬКОСТІ, наприклад, до 10%, кожного з С3-С5 алкілових моноалкілових ефірів поліетиленгліколів з 7 - 20, наприклад, з 7 - 10, етиленоксиланками, звичайно більш прийнятне до 40 або 30% цих ефірів Сполука(и) 1 може(уть) бути використана(і) індивідуально або може(уть) бути використана(і) у суміші з іншими гліколевими ефірами, такими, як моноалкілові ефіри моно- та діетиленгліколю, у яких алкільна група, яка може бути ЛІНІЙНОЮ або розгалуженою, містить 1 - 8 атомів вуглецю, наприклад, метил, етил, пропіл, бутил, гексил або октил Прикладами є етиленглікольмоноетиловий ефір, етиленглікольмоно-н-пропіловий ефір, етиленглікольмоноізопропіловий ефір, етиленглікольмоно-н-бутиловий ефір, етиленглікольмоноізобутиловий ефір, етиленглікольмоно - 2 бутиловий ефір, етиленглікольмоно - трет- бутиловий ефір, діетиленглікольмоно-н-пропіловий ефір, діетиленглікольмоноізопропіловий ефір, діетиленглікольмоно-н-бутиловий ефір, діетиленглікольмоноізобутиловий ефір, діетиленглікольмоно2-бутиловий ефір, діетиленглікольмоно-третбутиловий ефір, діетиленглікольмоно-нпентиловий ефір, діетиленглікольмоно - 2 - метилбутиловий ефір, діетиленглікольмоно - 3 мети л бутиловий ефір, діетиленглікольмоно-2пентиловий ефір, діетиленглікольмоно - 3 пентиловий ефір, діетиленглікольмоно-третпентиловий ефір Можна також використовувати монометилові або моноетилові ефіри триетиленгліколю КІЛЬКІСТЬ сполуки(ук) 1 у цих сумішах може дорівнювати щонайменше 60%, більш прийнятне щонайменше 70%, наприклад, 60 - 98% або 70 98%, а вміст іншого гліколевого ефіру може досягати 40%, наприклад, до 20%, зокрема 1 - 40% або 2 - 30%, у перерахунку на загальну масу суміші При здійсненні даного винаходу передбачена можливість використання потоків побічних продуктів, які відводять із процесів одержання простих гліколевих ефірів та які містять у високій концентрації такі гліколеві ефіри, насамперед алкілтригліколеві ефіри, наприклад, такі, як н-бутилтригліколевий ефір Такий потік побічних продуктів може включати як основний компонент н-бутилтригліколевий ефір разом з меншими кількостями інших алкілтригліколевих ефірів Один такий потік побічних 50785 продуктів включає 70 - 80, наприклад, приблизно 75мас %, н-бутилтригліколевого ефіру, 1 - 5мас %, зокрема приблизно 2,5мас %, бутилдигліколевого ефіру, 15 - 25мас %, наприклад, біля 19%, бутилтетрагліколевого ефіру і 1 - 5мас %, наприклад, приблизно 2%, бутил пентагліколевого ефіру Більш прийнятною є суміш приблизно 75мас % нбутилтригліколевого ефіру, приблизно 2,5мас % бутилдигліколевого ефіру, біля 19% бутилтетрагліколевого ефіру і приблизно 2% бутилпентагліколевого ефіру, і ця суміш далі названа як суміш 2 Значення пдрофільно-ліпофільного балансу (ГЛБ) сполуки 1 може складати 12-17, переважно 14 - 16,5, більш прийнятне 14,5 - 16 Більш прийнятною сполукою 1 є сполука, яка при змішуванні щонайменше в одній пропорції з дистильованою водою та октаном здатна утворювати 3 рідкі фази при температурі, щонайменше одне значення якої знаходиться у межах 20 - 200°С, більш прийнятне, наприклад, 50 - 150 або 100 - 130°С ВІДНОСНІ масові пропорції сполуки 1, дистильованої води та октану, що утворюють ці три фази, можуть складати 10 - 50 6 0 - 2 0 50 Сполука 1 може характеризуватися точкою помутніння в суміші з дистильованою водою або зокрема з водою, що містить сіль у КІЛЬКОСТІ до рівня насичення, наприклад, до 40г/л хлориду натрію, у межах 0 - 250°С, більш прийнятне 50 - 150°С, зокрема нижче температури продуктивного шару, але н можна змішувати з дистильованою водою або з пластовою водою до 130°С Сполуку 1 інжектують у формацію у вигляді водної композиції, яка містить щонайменше 1мас%, зокрема бмас %, більш прийнятно щонайменше 15мас% сполуки 1 Композиція може містити 1 - 99%, наприклад, 1 - 60%, зокрема 6 50%, переважно 15 - 50% і більш прийнятно 25 45% сполуки 1 Водним середовищем зі сполукою 1 може служити прісна, водопровідна, річкова, морська, видобувна або пластова вода при загальній солоності 0 - 250г/л, наприклад, 5 - 50г/л, такій, як 10 - 45г/л (насамперед з високим вмістом барію, таким, як 50 - 3000част/млн Ва) та при значеннях рН 0,5 - 10, наприклад, 3 - 8, таких, як 4 - 6 Масовий вміст сполуки 1 у композиції може перевищувати (більш прийнятно перевищувати щонайменше на 5 або 10%) концентрацію сполуки 1 у найнижчій "водній" фазі 3-фазовоі суміші сполуки 1 з водою та октаном при характерній температурі 50 - 150°С, наприклад, при 100 - 130°С Звичайно композиція являє собою однофазову рідину, що складається з води і зокрема практично вільна від полярного органічного розчинника, наприклад, спирту, такого, як ізопропанол Формація, в яку інжектують сполуку 1, може знаходитися в ущільненому або неущільненому стані, складатися з каменю або піску Прикладами каменю служать піщаники і карбонати, наприклад, крейда або вапняк, причому вони можуть бути однорідними або мати тріщини Пісок може бути забрудненим або чистим і може бути однорідним, складатися із шарів або бути неущільненим Формація є пористою для води, нафти і газу і може характеризуватися проникністю для морської води в інтервалі 1 - 5000мД, наприклад, 5 - 500мД Поверхня формації, у контакт з якою уводять сполуку 6 1, може мати одну з 3 характеристик змочуваності, а саме бути змочуваною водою, сумішшю мастила з водою або мастилом Температура у формації може складати 20 - 250°С, наприклад, 60 - 200°С або 80 - 180°С, зокрема 110 - 140°С, а температура поверхні формації, з якою має контактувати сполука, може бути на ЗО - 50°С нижче неї Реліктова/шарова вода може включати 5 - 200г/л солей, зокрема 40 - 5000част/млн барію, а її рН дорівнює 0,5 -10, більш прийнятно 3 - 6 Формація може вже мати погіршені колекторські властивості після проникнення до неї водної рідини, яка уводиться ззовні, зокрема після завершення бурильних робіт чи операцій видобутку, наприклад, фільтрату бурового розчину чи робочих рідин, рідини для глушіння, рідини для пдророзриву шару чи розчину для закінчування свердловини, або під впливом власних рідин, таких, як реліктова вода Погіршення колекторських властивостей може виявлятися у пониженій проникності для нафти чи газу після забивання пор водою (утворення водних пасток), або змочування породи нафтою, або забивання пор нафтою (утворення нафтових пасток) Погіршення колекторських властивостей може бути наслідком проникнення твердих часток, дисбалансного тиску, утворення воднофазових пасток та зміни змочуваності При здійсненні способів за винаходом водну композицію можна інжектувати у формацію, що містить нафту і/або газ, наприклад, у формацію, що оточує експлуатаційну свердловину, зокрема в радіусі 100м, більш прийнятно в радіусі 10м від цієї свердловини, як у випадку викликання припливу у свердловину чи обробок із закриттям, але можна інжектувати також у формацію, віддалену від згаданої формації, з якої видобувають нафту/газ, більш ніж на 100м, зокрема віддалену більш ніж на 1 або 2км від неї, наприклад, на 0,1 - 5км, зокрема на 1 - Зкм, як це має місце при видобутку нафти третинними методами, в яких гліколевий ефір або композицію інжектують у вторинну або нагнітальну свердловину і витискують до формації, що містить нафту/газ, з метою и витіснення до експлуатаційної свердловини Викликання припливу у свердловину передбачає збільшення видобутку нафти і/або газу зі свердловини Прикладами методів викликання припливу є послаблення водного блокування, підвищення ущільненості піску або проведення кислотної обробки Водне блокування знижує проникність формації, що зумовлене проникненням у пори води Ущільнення піску забезпечується проведенням такої обробки, як інжекція у свердловину смол, наприклад, епоксидних або формальдегідних смол, завдяки чому частки сипкого, неущільненого матеріалу продуктивного шару стають в'язкими, що зменшує міграцію або вимивання піску у стовбур свердловини і, отже, діставання піску, сприяючи видобуванню з нього нафти і/або газу Кислотна обробка є методом, здійснення якого дозволяє обробляти формацію кислотою, наприклад, соляною кислотою, звичайно під тиском, з метою підвищити проникність формації У ході проведення обробок для викликання припливу у свердловину водну композицію через експлуатаційну свердловину інжектують у форма 50785 8 підвищення продуктивності нафтової свердловицію для відновлення колекторських властивостей, ни, причому цей метод передбачає інжекцію у нанаприклад, шляхом зміни змочуваності формації фтоносну формацію змішуваної з водою композиабо усунення водного блокування з метою підвиції, що містить наступні компоненти щити проникність формації водну композицію по(а) змішувану з водою поверхнево-активну редають у спадну свердловину, нагнітають у формачовину, якою служить алкілтригліколевий ефір, цію в пробковому режимі потоку, наприклад, зокрема н-бутилтриетиленгліколевий ефір, такий, інжекцією, у нижню частину експлуатаційної сверяк суміш 2, та дловини послідовно (до або після) з уведенням іншої фази, наприклад, бурового розчину, кислого (б) щонайменше один змішуваний з водою ХІрозчину або сольового розчину для закінчування МІЧНИЙ засіб для видобутку нафти чи газу, причому свердловини, і свердловину закривають на 0,5 - 4 ці компоненти композиції інжектують у формацію дні і після закінчення цього періоду (який називаабо у формі попередньо приготовленої єдиної ється закриттям свердловини) видобуток відновкомпозиції, або одночасно і паралельно, або поляють, звичайно з високою продуктивністю з нафслідовно у будь-якому порядку ти Спосіб за винаходом дозволяє зменшити Нижче суть винаходу проілюстровано на причастоту закриття свердловини і, отже, збільшити кладах загальний щорічний видобуток Приклад 1 Обробка прокачуванням під тиском є методиКонсервований керн, який складався із зерен кою, аналогічною викликанню припливу у свердсереднього розміру міцно зцементованого піщаниловину, але в цьому випадку композиція з простим ку з пористістю 14,5 - 15% та проникністю 198 гліколевим ефіром містить також ХІМІЧНИЙ засіб, 428мД зі свердловини у Північному морі, розрізали що сприяє видобутку, такий, як інгібітор утворення на стержні і насичували штучною пластовою вовідкладень, інгібітор корозії, інгібітор утворення дою з цієї свердловини, яка містила в мг/л 79003 у газового гідрату, інгібітор осадження парафінів або цілому розчиненої солі, 28100 Na, 1630 К, 113 Mg, асфальтенів, акцептор сірководню або емульга615 Са, 65 Sr, 770 Ва, 46050 СІ, 450 Н, 1655 НСО3 тор У ході проведення таких обробок закриттям у Кожен стержень поміщали у внутрішню трубку більш прийнятному варіанті як сполуку 1 викорисприладу для затоплення керна, що включав пару товують таку сполуку, яка включає 4 - 6 етиленокконцентричних трубок, у яких створюють підвищесиланок і КІЛЬКІСТЬ якої складає щонайменше 30% ний тиск, які можна ущільнювати з обох КІНЦІВ та стосовно загального вмісту простого гліколевого по яких можна пропускати рідину у будь-якому ефіру в інжектованій рідині Однак у більш прийнянапрямку Далі в цих трубках при кімнатній темпетному варіанті спосіб за винаходом, насамперед ратурі створювали підвищений тиск у обробку для викликання припливу у свердловину, 1500фунтів/кв дюйм (10,34МПа) у кільцевому каздійснюють при практичній відсутності щонайменналі між цими трубками (загальний гірничий тиск) і ше одного змішуваного з водою ХІМІЧНОГО засобу тиск 500фунтів/кв дюйм (3,45МПа) для керна (подля видобутку нафти чи газу, наприклад, такого, як ровий тиск) описаний вище 1 Далі керн насичували керосином за рахунок витікання в поступальному напрямку 90 об'ємів У технологи, що передбачає використання пор протягом 24 год з наступним промиванням третинного методу видобутку нафти, водну компокерна для зниження вологовмісту в ньому до рівня зицію інжектують на деякій відстані від експлуато(рівень насичення водою) SW!, використовуючи ваної свердловини, а потім нагнітають, в ідеалькеросин при витраті інжектованого потоку 10мл/хв ному випадку у пробковому режимі потоку, в обох напрямках витікання наприклад, за допомогою інжектованої під тиском надалі води, зокрема пластової води або само2 Після ЦЬОГО керн і трубки нагрівали до 121 °С стійно, або такої, яка містить підвищуючі в'язкість і цю температуру підтримували на всіх наступних полімери, через формацію у напрямку експлуатостадіях ваної свердловини з метою відновити всі колек3 У зворотному напрямку з витратою 2мл/хв торські властивості і вивільнити з пасток нафту в пропускали шість об'ємів пор сирої нафти з конкексплуатованій свердловині Така технологія доретної свердловини і стержень закривали на 24 зволяє поліпшити інжекцію забезпечуючої видобугод ток рідини, наприклад, шляхом мобілізації нафто4 Далі керн промивали пластовою водою з рН вого залишку, який блокує витікання води, 4,5 при витраті 0,07мл/хв у поступальному напряспрощуючи переміщення забезпечуючої видобуток мку протягом 72 год , використовуючи 23 об'єми рідини до експлуатованої свердловини пор, з метою знизити залишковий вміст нафти до рівня S wo (орг) (рівень насичення нафтою), причоПеревага застосування простих гліколевих му проникність для пластової води в поступальноефірів у способі за винаходом полягає у можливому напрямку складала 28мД сті досягнення підвищеної ефективності в результаті поліпшеної проникності для газу або нафти 5 За цим першим затопленням водою відбуформації, яка мала раніше погіршені колекторські валося затоплення керосином з метою уловлювластивості вання води у порах шляхом пропускання потоку протягом 18 год з витратою 0,75мл/хв при загальУ більш прийнятному варіанті в запропонованій КІЛЬКОСТІ 63 об'єми пор, після чого йшло зниному способі не передбачена обробка прокачуження вмісту води у керні до рівня SW| (рівень наванням під тиском, яка являє собою метод підвисичення водою), використовуючи для промивання щення ефективності сприяючих видобутку ХІМІЧНИХ керосин при витраті інжектованого потоку 10мл/хв засобів завдяки зменшенню числа прокачувань під в обох напрямках витікання, причому значення тиском та операцій із закриттям, необхідних для проникності складали ВІДПОВІДНО 67 і 71 мД 6 Потім через керн у зворотному напрямку пропускали сім об'ємів пор сирої нафти з тієї ж свердловини з витратою 2мл/хв з наступним закриттям на 24 год 7 Далі для імітації затоплення водою через керн у поступальному напрямку пропускали один об'єм пор пластової води з рН 4,5 з витратою 0 07мл/хв, причому проникність дорівнювала приблизно 12мД 8 Далі через стержень у зворотному напрямку з витратою 0,05мл/хв пропускали один об'єм пор нерозведеної суміші 2, що містила моно-нбутиловий ефір триетиленгліколю (більш прийнятне сполука 1), після чого керн від'єднували від ЛІНІЙ для подачі потоків, які після цього очищали послідовно толуолом, метанолом і пластовою водою Керн закривали на 6 год 9 Третє затоплення водою проводили з використанням пластової води з рН 4,5, яку пропускали у поступальному напрямку в КІЛЬКОСТІ 125 об'ємів пор з витратою 30мл/хв Далі стержень з керна промивали пластовою водою до S wo (орг), після чого проникність, визначали в обох напрямках пропусканням через керн пластикової води з витратою 2мл/хв Проникність в обох напрямках складала 255мД 10 Після ЦЬОГО керн насичували керосином шляхом пропускання 36 об'ємів пор протягом 26 год із витратою 0,Змл/хв з витіканням у поступальному напрямку, а потім промивали до Sw, керосином із витратою 10мл/хв в обох напрямках з наступним визначенням проникності при пропусканні в обох напрямках керосину з витратою 10мл/хв Проникність у поступальному та зворотному напрямках складала ВІДПОВІДНО 161 і 167мД Порівняння значень проникності для керосину і води перед обробкою сполукою 1 та після неї показує, що ця остання підвищує проникність більш ніж удвічі для керосину, що імітував нафту, і щонайменше у 9 разів для води Ці результати підтверджують вплив сполуки 1 на послаблення блокування водою [порівн стадії (9) і (7) та обробки прокачуванням під тиском], а також підтверджують досягнення позитивного ефекту при здійсненні третинного методу видобутку нафти [порівн стадії (10) і (5)] Порівняльний приклад 1 Сухий стержень з керна, який складався із зерен середнього розміру міцно зцементованого піщанику з високим вмістом калієвого польового шпату та пористістю 20% зі свердловини у Північному морі, насичували під вакуумом імітованою пластовою водою з цієї свердловини, яка включала в мг/л 443230 у цілому розчиненої солі, 133644 Na, 6690 К, 18800 Mg, 127197 Са, 3520 Sr, 162 Ва, 153030 СІ, 184НСОз Далі цей стержень поміщали у внутрішню трубку приладу для затоплення керна, що включав пару концентричних трубок, у яких створюють підвищений тиск, які можна ущільнювати з обох КІНЦІВ та по яких можна пропускати рідину у будь-якому напрямку Далі в цих трубках при кімнатній температурі створювали підвищений тиск у 50785 10 1500фунтів/кв дюйм (10,34МПа) у кільцевому каналі між цими трубками (загальний гірничий тиск) і тиск у 500фунтів/кв дюйм (3,45МПа) для керна (поровий тиск) 1 Далі керн насичували керосином за рахунок витікання потоку керосину протягом 20год з витратою 0,5мл/хв Потім стержень промивали до Sw, (рівень насичення водою), використовуючи керосин при витраті інжектованого потоку 10мл/хв в обох напрямках витікання По досягненні умов стаціонарного режиму при Sw, (рівень насичення водою) визначали крн (рівноважна проникність для нафти з керосину) в обох напрямках 2 Після ЦЬОГО тримач для керна і трубки для подачі потоків нагрівали до 154°С 3 У зворотному напрямку пропускали потік з 8 об'ємів пор дегазованої сирої нафти з ПІВНІЧНОГО моря до досягнення умов стаціонарного режиму і при цій температурі стержень закривали на 24год 4 Далі у стержень у поступальному напрямку інжектували 40 об'ємів пор імітованої пластової води із формації нафтової свердловини у Північному морі з рН 5,5 при витраті 4мл/год 3 використанням потоку пластової води, що пропускається у поступальному напрямку, визначали крв (рівноважна проникність для води з керосину) при S wo (рівень насичення нафтою) 5 Потім тримач для керна і лінії для подачі потоків охолоджували до 110°С 6 Далі у стержень в зворотному напрямку з витратою ЗОмл/год інжектували шість об'ємів пор шпбітора утворення відкладень "Scaletreat 837с", що поставляється фірмою TR Oil Strvices, у вигляді розчину концентрацією Юмас % у морській воді, після чого стержень від'єднували від ЛІНІЙ для подачі потоків, а надлишок шпбітора вилучали промивкою приладу штучною пластовою водою, рідину зливали до фронтальної поверхні стержня керна і керн закривали при цій температурі на 1 - 2 год 7 Після закриття тримач для керна і трубки для подачі потоків нагрівали до 154°С 8 Потім ЗІ стержня керна вилучали інгібітор з використанням потоку пластової води (значення рН якої доводили до 5,5) з витратою ЗОмл/год, у поступальному напрямку і на завершення при витраті 0,2мл/хв визначали ефективну проникність стержня для пластової води (крв) при витіканні в обох напрямках 9 Після ЦЬОГО стержень насичували керосином подачею протягом 25 год з витратою 0,2мл/хв потоку у поступальному напрямку, а потім промивали керосином інжекцією з витратою 10мл/хв в обох напрямках до досягнення умов стаціонарного режиму і доти, доки потік, що відводиться із керна, більше не містив вільного сольового розчину Далі визначали К рн керна у кожному напрямку з витратою 1 0мл/хв 10 Далі керн герметизували у комірці Хаслера при манометричному тиску у межах бООфунтів/кв дюйм (4,24МПа) і при звичайних паровому тиску та температурі Після цього проводили очищення змішуваними розчинниками із витратою 9,5мл/хв та використанням 10 об'ємів пор толуолу, а потім 10 об'ємів пор метанолу Цей цикл обробки розчинниками повторювали ДВІЧІ 11 50785 Після ЦЬОГО у стержень керна інжектували десять об'ємів пор суміші 50 50 метанолу та імітованого шарового сольового розчину, за якими йшли 20 об'ємів пор нерозведеного імітованого шарового сольового розчину, і при пропусканні потоку у поступальному напрямку з витратою 9мл/хв визначали крв стержня керна Дані з проникності подані у таблиці 1 Приклад 2 Робили аналогічно порівняльному прикладу 1 з використанням стержня керна з того ж самого джерела, за винятком того, що після стадії 5 і перед стадією 6 у стержень керна з витратою ЗОмл/год, та у зворотному напрямку інжектували потік із двох об'ємів пор розчину суміші 2 у морській воді концентрацією 15мас % Після цього оброблений керн закривали при вказаній температурі на 6 год Дані з проникності подані у таблиці 1 Таблиця 1 Порівняльний Стадія Проникність приклад 1 (мД) Приклад 2 (мД) 12 1 4 8 9 kDB при SWI kDH при SWI kpB при S w o крв після наступної промивки kpH після наступної промивки 226 133 28 181 158 10 57 167 78 233 Ці результати підтверджують вплив суміші 2 на послаблення блокування водою (порівн стадії 8 і 4), а також підтверджують досягнення позитивного ефекту при здійсненні третинного методу видобутку нафти (порівн стадії 9 і 1) Приклад З Робили аналогічно прикладу 2 з використанням розведеного розчину суміші 2 у морській воді між стадіями 5 і 6, але з 6 об'ємами пор морської води без інгібітора утворення відкладень на стадії 6 За отриманими результатами можна зробити такі ж самі висновки, що й за результатами прикладу 2 ДП «Український інститут промислової власності» (Укрпатент) вул Сім'ї Хохлових, 15, м Київ, 04119, Україна ( 0 4 4 ) 4 5 6 - 2 0 - 90 ТОВ "Міжнародний науковий комітет" вул Артема, 77, м Київ, 04050, Україна (044)216-32-71