Патенты автора Федоров Алексей Владиславович (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам термохимической обработки нефтяного пласта. Способ термохимической обработки нефтяного пласта включает одновременную или последовательную закачку двух водных растворов, представляющих собой термохимический состав, в объемном соотношении 1:1. Первый водный раствор содержит компоненты, мас. %: нитрат аммония - 30-40, сульфаминовая кислота - 8-12, гидрокарбонат аммония - 5-10, вода пресная - остальное, второй - нитрит натрия с концентрацией 40-45 мас. %. 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 АФ9-12 - 0,15 мас. %, воду пресную - остальное, и высоковязкого полимерного состава. Высоковязкий полимерный состав включает компоненты, мас. %: полиакриламид - 0,1-0,6, 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов - 0,1-0,6, воду пресную - остальное. 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. Для высокоприёмистых скважин до закачки термохимического состава осуществляют закачку высоковязкого полимерного состава при их объемном соотношении 1:(1-3). За счет увеличения охвата пласта воздействием и подключения низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков увеличивается нефтеотдача, снижается обводненность добываемой продукции. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков. По первому варианту предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, при приемистости нагнетательной скважины от 200 до 400 м3/сут закачивают водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента до увеличения давления закачки на 5-30% от начального давления закачки при следующем содержании компонентов, мас.%: наполнитель - 0,01-1,0, щелочной реагент - 0,01-3,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную муку или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, затем закачивают композицию, содержащую щелочной реагент и воду, до увеличения давления закачки на 10-50% от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, при следующем соотношении компонентов, мас.%: щелочной реагент - 0,1-5,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве щелочного реагента используют 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, и осуществляют ее продавку в пласт водой в объеме 10-15 м3, при этом закачку в пласт указанных водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента и композиции, содержащей щелочной реагент и воду, осуществляют в объемном соотношении (1-5):(4-1). По второму варианту предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, при приемистости нагнетательной скважины от 400 до 800 м3/сут закачивают водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента двумя оторочками, первую оторочку водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента закачивают до увеличения давления закачки на 10-30% от начального давления закачки при следующем содержании компонентов, мас.%: наполнитель - 0,1-1,5, щелочной реагент - 0,1-5,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, затем осуществляют закачку второй оторочки водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента до увеличения давления закачки на 15-50% от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, при следующем содержании компонентов, мас.%: наполнитель - 0,05-1,2, щелочной реагент - 0,05-3,5, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, после закачки второй оторочки осуществляют ее продавку в пласт водой в объеме 15-20 м3, при этом закачку в пласт указанных оторочек осуществляют в объемном соотношении (1-4): (3-1). Технический результат заключается в повышении эффективности за счет снижения обводненности и увеличения охвата пласта. 2 н.п. ф-лы, 4 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны карбонатного пласта. Технический результат - повышение эффективности проведения кислотной обработки карбонатного пласта за счет снижения коррозионной активности по отношению к промысловому оборудованию, выполненному из стали, и повышение растворяющей способности кислотного состава по отношению к карбонатному пласту. Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; поверхностно-активное вещество - ПАВ 0,05-1,5; уксуснокислый аммоний 0-6,0; уксусную кислоту 1,0-10,0; ингибитор коррозии и воду, отличающийся тем, что указанный состав дополнительно содержит уксусную кислоту 0,1-1,5; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 - остальное. В качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол или водно-спиртовой раствор неионогенных ПАВ (моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля 90 мас.% и алкилдиметилбензиламмоний хлорид 10 мас.%), в качестве ингибитора коррозии - карбамид, или тиомочевину, или смесь карбамида и тиомочевины в массовом соотношении 1:1, или нейтинг. 1 ил., 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для ограничения водопритока в добывающей скважине, и может найти применение для выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины. Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине включает инвертную эмульсию, состоящую из дисперсионной углеводородной фазы, стабилизатора эмульсий и дисперсной фазы, при этом в качестве дисперсионной углеводородной фазы используют 40-80 мас. % смеси нефти или продуктов ее переработки и таллового масла, в качестве стабилизатора эмульсии - 0,5-5,0 мас. % простого полиэфира с молекулярной массой 6000±400, в качестве дисперсной фазы - воду с минерализацией от 15 до 300 г/л и 0,01-10,0 мас. % доломитовой муки или мела, или аэросила, или древесной муки: Причем объемное соотношение нефти или продуктов ее переработки и таллового масла в их смеси составляет от 1:3 до 3:1. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока в добывающей скважине, а также улучшение стабильности и реологических свойств эмульсионных систем, получаемых в пластовых условиях, что позволяет получить прочный водоизоляционный экран в нефтяном пласте добывающих скважин. 2 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки карбонатных нефтяных пластов. Технический результат изобретения заключается в увеличении нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта воздействием, подключении в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, увеличении фильтрационных свойств матрицы карбонатного коллектора, а также расширение технологических возможностей способа. Способы разработки карбонатного нефтяного пласта включают водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего состава с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом, технологическую выдержку, освоение скважины. По первому варианту новым является то, что в качестве тампонирующего состава для водоизоляционных работ используют состав, включающий ксантан, полиакриламид - ПАА, ацетат хрома и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:ксантан 0,1-1,5, ПАА 0,1-1,0, ацетат хрома 0,01-1,0, пресная вода остальное. При этом указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 96-240 ч, затем проводят обработку призабойной зоны кислотным составом, в качестве кислотного состава используют состав, включающий ингибированную соляную кислоту, сульфаминовую кислоту, уксуснокислый аммоний, оксиэтилированный алкилфенол и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %: ингибированная соляная кислота 0-80,0, сульфаминовая кислота 1,0-15,0, уксуснокислый аммоний 1,0-6,0, оксиэтилированный алкилфенол 0,01-1,0, пресная вода остальное. После кислотной обработки оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 2-24 ч и осваивают скважину. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.
Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем исключения загрязнения призабойной зоны пласта вторичными осадками за счет стабилизации ионов трехвалентного железа, увеличение проникающей способности кислотного состава за счет снижения межфазного натяжения на границе с нефтью, увеличение текущей нефтеотдачи пласта. По первому варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ 0,05-1,5; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. По второму варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; НПАВ 0,05-1,5; биополимер 0,01-0,3; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. По третьему варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; НПАВ 0,05-1,5; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; анионогенное поверхностно-активное вещество АПАВ 0,01-0,5; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. По четвертому варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; НПАВ 0,05-1,5; биополимер 0,01-0,3; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; АПАВ 0,01-0,5; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. 4 н.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл., 3 пр.
Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки нефтяных пластов. Технический результат заявленного изобретения заключается в повышении эффективности микробиологического воздействия на пласт и увеличения охвата пласта, снижении обводненности. Способ включает четыре варианта разработки нефтяного пласта, где по каждому варианту предварительно уточняют приемистость нагнетательной скважины и минерализацию воды. Первый и второй способ включает в зависимости от приемистости скважины от 100 до 300 м3/сут и минерализации воды от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л, производится предварительная закачка смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м3 или 10-15 м3, затем производят циклично закачку чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли и продавливание в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л в объеме 10-15 м3 и остановку скважины на технологическую выдержку в течение 10-12 суток. По третьему и четвертому варианту, в зависимости от приемистости скважины от 300 до 500 м3/сут и минерализации воды от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л, предварительно закачивают в пласт водную дисперсию древесной муки с концентрацией от 0,005 до 1,0 мас.%, затем производится закачка смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м3 или 10-15 м3, затем производят циклично закачку чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли и продавливание в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л в объеме 10-15 м3 и остановка скважины на технологическую выдержку в течение 10-12 суток. 4 н. и 8 з.п. ф-лы, 3 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет увеличения охвата пласта воздействием и снижения обводненности добывающих скважин, расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в скважину водной суспензии древесной муки и полимера, предварительно определяют начальную удельную приемистость скважины, в качестве дисперсной фазы используют смесь древесной муки и полимера, в качестве дисперсионной среды используют закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, в качестве полимера используют высоковязкую оксиэтилцеллюлозу - ОЭЦ, осуществляют закачку указанной водной суспензии древесной муки и ОЭЦ двумя оторочками, первую оторочку указанной водной суспензии закачивают до снижения удельной приемистости скважины на 15-30% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %: древесная мука 0,3-1,5, ОЭЦ 0,001-0,5, закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л остальное, затем осуществляют закачку второй оторочки указанной водной суспензии до снижения удельной приемистости на 5-10% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %.: древесная мука 0,001-0,5, ОЭЦ 0,005-1,0, закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л остальное, причем указанные оторочки закачивают в объемном соотношении 1:(1-7). 3 табл., 2 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем значительного снижения скорости реакции кислотного состава с породой пласта, увеличение охвата пласта обработкой, увеличение текущей нефтеотдачи пласта, исключение загрязнения призабойной зоны пласта. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: ингибированную соляную кислоту 5,0-65,0; полимер ксантан 0,05-0,5; поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный алкилфенол 0,05-1,0; стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; сульфаминовую кислоту 1,0-10,0; воду - остальное. 1 табл., 2 пр.
СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ // 2485301
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков
