Патенты автора Жолдасова Эльвира Расимовна (RU)
Способ разработки нефтяного пласта // 2746635
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеизвлечения из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. Способ разработки нефтяного пласта включает закачку в пласт через нагнетательную скважину растворов силиката натрия, полиакриламида и наполнителя и отбор нефти через добывающие скважины. При этом предварительно перед закачкой перемешивают водные растворы силиката натрия, полиакриламида с молекулярной массой от 5 млн Da до 12 млн Da и степенью гидролиза от 5 % до 20 % или эфира целлюлозы со степенью замещения по карбоксиметильным группам не менее 0,9 с концентрацией от 0,0005 до 0,3 мас. % и наполнителя. Причем в качестве силиката натрия используют водный раствор высокомодульного полисиликата натрия с силикатным модулем 4,2-6,2 с концентрацией от 0,05 до 3,0 мас. %. В качестве наполнителя используют порошковую целлюлозу с концентрацией от 0,01 до 1,5 мас. %. Определяют приемистость нагнетательной скважины – Пр.скв., рассчитывают объем закачки указанной смеси – Vсмеси и выбирают концентрацию порошковой целлюлозы – Спор.ц. исходя из приемистости нагнетательной скважины. При Пр.скв. 150-200 м3/сут Vсмеси 100-200 м3, Спор.ц. 0,01-0,25 мас. %, при Пр.скв. 200-300 м3/сут Vсмеси 200-350 м3, Спор.ц. 0,25-0,6 мас. %, при Пр. скв. 300-600 м3/сут Vсмеси 350-500 м3, Спор.ц. 0,6-1,5 мас. %. Указанную смесь закачивают в пласт до снижения удельной приемистости скважины на 10-60 %, а после закачки указанной смеси осуществляют продавку в пласт водой с минерализацией от 0,5 г/дм3 до 260 г/дм3 в объёме 15 м3 и возобновляют заводнение. Техническим результатом является повышение эффективности способа разработки неоднородного пласта. 5 табл., 3 пр.
Способ обработки нефтяного пласта // 2739777
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам увеличения нефтеизвлечения из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеизвлечения, повышение охвата пласта воздействием и снижение обводненности добываемой продукции за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием удаленных нефтенасыщенных зон пласта, повышение стабильности инвертной эмульсии и расширение технологических возможностей способа. Способ включает закачку в пласт инвертной эмульсии, состоящей из нефти или продуктов ее переработки, таллового масла, стабилизатора эмульсии и воды с минерализацией от 15 до 300 г/дм3.. При этом в состав инвертной эмульсии дополнительно включают изопропиловый спирт, а в качестве стабилизатора в инвертной эмульсии используют оксиэтилированный нонилфенол. Закачку инвертной эмульсии проводят в объеме 2-80 м3 при заданном соотношении компонентов и с использованием воды с минерализацией от 15 до 300 г/дм3. После закачки 50% запланированного объема закачку инвертной эмульсии прерывают и осуществляют закачку гелеобразующего состава в объёме 50-400 м3, включающего полиакриламид, оксид алюминия, ацетат хрома и воду при заданном соотношении компонентов. После закачки гелеобразующего состава возобновляют закачку оставшихся 50% объема инвертной эмульсии и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,5−300 г/дм3 в объёме 15 м3. 1 пр., 3 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта, а именно увеличению нефтеотдачи пластов при одновременном увеличении охвата пласта воздействием и повышении эффективности нефтевытеснения в неоднородных коллекторах на поздних стадиях разработки месторождений. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водную дисперсию полиакриламида - ПАА с мол. мас. не менее 5⋅106 D и степенью гидролиза 5-20% и натриевую соль полианионной целлюлозы - ПАЦ, наполнитель, сшиватель - ацетат хрома, затем - дополнительно закачку оторочки смеси, содержащей водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ - окиэтилированного алкилфенола с массовой долей окиси этилена 70%, технологическую выдержку для гелеобразования, предусматривает следующее. Используют в качестве наполнителя алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500, ПАЦ - со степенью замещения 95% высоковязкую. При этом соотношение компонентов следующее, мас. %: ПАА - 0,3-1,0, высоковязкая ПАЦ - ВПАЦ - 0,05, ацетат хрома - 0,035-0,105, указанные микросферы - 0,005-0,6, вода – остальное. Причем массовое отношение ПАА и ВПАЦ к ацетату хрома составляет 10:1. Водная оторочка смеси содержит в качестве указанного оксиэтилированного алкилфенола оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 12 и дополнительно - ПАА и изопропиловый спирт – ИПС. Соотношение компонентов в водной оторочке, мас. %: ПАА - 0,1-0,15, ИПС - 0,5-2,0, указанное НПАВ - 0,3-0,5, вода – остальное. При этом указанные композицию и оторочку смеси водного раствора закачивают в объемном соотношении от 1:1 до 1:12, Затем ее продавливают в пласт водой в объеме 10-20 м3 и оставляют скважину на технологическую выдержку до 5 суток Технический результат заключается в снижении проницаемости высокопроницаемых зон пласта за счет увеличения фильтрационного сопротивления, повышения прочностных свойств закачиваемых гелеобразующих композиций, вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, что приводит к повышению эффективности охвата пласта воздействием и увеличению нефтеотдачи пластов, что позволяет расширить технологические возможности способа. 2 ил., 1 пр.
Состав для гидравлического разрыва пласта // 2737605
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для гидравлического разрыва пласта - ГРП. Состав для гидравлического разрыва пласта, включающий низковязкую несущую жидкость, диспергированный в низковязкой несущей жидкости пропант и диспергированное в низковязкой несущей жидкости волокно - полимолочную кислоту, в качестве низковязкой несущей жидкости содержит водный раствор смеси ксантана и водонабухающего полимера - сополимера акриламида с акрилатом калия с емкостью катионного обмена 4,6 мэкв/г. При этом содержание компонентов следующее, мас.%: ксантан 0,2-0,6, сополимер акриламида с акрилатом калия 0,001-0,2, вода пресная - остальное. В качестве пропанта состав содержит алюмосиликатный пропант, в качестве полимолочной кислоты - полимолочную кислоту с плотностью волокна 100-300 г/дм3 и длиной волокон 3-6 мм. Массовое соотношение водного раствора смеси ксантана и сополимера акриламида с акрилатом калия, полимолочной кислоты и алюмосиликатного пропанта составляет 1:(0,001-0,006):(0,05-0,8). Технический результат - повышение эффективности действия состава за счет увеличения удерживающей способности благодаря компонентам состава, обеспечивающим создание структурированной полимерной системы, а также за счет увеличения коэффициента восстановления проницаемости. 2 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при получении эмульгатора инвертных эмульсий для увеличения нефтеотдачи пластов. Эмульгатор инвертной эмульсии для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащий маслорастворимое поверхностно-активное вещество - МПАВ, олеиновую кислоту и углеводородный растворитель, дополнительно содержит кокамидопропилдиметиламин или олеиламидопропилдиметиламин, а в качестве МПАВ содержит Стенор - смесь этоксилированных, пропоксилированных спиртов фракции C12 - C15, или Синтанор - этоксилаты жирных спиртов, или Синтанол - смесь первичных оксиэтилированных синтетических высших жирных спиртов фракций С12 – С14, а в качестве углеводородного растворителя - печное или дизельное топливо при следующем соотношении компонентов, мас. %: Стенор, или Синтанор, или Синтанол 5-10, олеиновая кислота 5-15, кокамидопропилдиметиламин или олеиламидопропилдиметиламин 5-15, печное или дизельное топливо - остальное, причем массовое соотношение олеиновой кислоты и кокамидопропилдиметиламина или олеиламидопропилдиметиламина составляет от 1:1,5 до 1,5:1. Технический результат – повышение эффективности эмульгатора. 1 табл., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к эмульгаторам инвертных эмульсий для увеличения нефтеотдачи пластов. Эмульгатор инвертной эмульсии для увеличения нефтеотдачи пластов, включающий маслорастворимое поверхностно-активное вещество - ПАВ Неонол АФ9-6, олеиновую кислоту и углеводородный растворитель, дополнительно содержит кокамидопропилдиметиламин или олеиламидопропилдиметиламин, а в качестве углеводородного растворителя - печное или дизельное топливо при следующем соотношении компонентов, мас.%: Неонол АФ9-6 5-10, олеиновая кислота 5-15, кокамидопропилдиметиламин или олеиламидопропилдиметиламин 5-15, печное или дизельное топливо остальное, причем массовое соотношение олеиновой кислоты и кокамидопропилдиметиламина или олеиламидопропилдиметиламина составляет от 1:1,5 до 1,5:1. Технический результат - повышение эффективности действия эмульгатора за счет увеличения вытесняющей способности по отношению к нефти. 1 табл., 1 пр.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления отложений неорганических солей в скважине и нефтепромысловом оборудовании при добыче вязкой и сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение эффективности состава для удаления отложений неорганических солей в скважине за счет увеличения растворяющей способности состава и снижения коррозионной активности по отношению к нефтепромысловому оборудованию. Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине, включающий динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и воду, дополнительно содержит уксуснокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас.%: динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15, уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0, вода пресная - остальное, при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20% от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты. По другому варианту состав для удаления отложений неорганических солей в скважине, включающий динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и воду, дополнительно содержит уксуснокислый аммоний и высокотемпературный ингибитор коррозии Нейтинг при следующем соотношении компонентов, мас.%: динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15, уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0; указанный ингибиторг - 0,01-1,0, вода пресная - остальное, при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20% от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. По одному варианту в способе извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем приготовление и закачку в пласт мицеллярного раствора - МР, содержащего углеводородную жидкость - УЖ, поверхностно-активное вещество - ПАВ, изопропиловый спирт и пресную воду, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины - НПНС при начальном давлении закачки и минерализацию воды - МВ, при НПНС 100-250 м3/сут и МВ 0,15 г/дм3 закачивают МР в объеме 2-10 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта - м3/м ТПП, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, или водный раствор смеси олигомеров C8-С10 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 %, или алкилполиглюкозид C8-С10 при следующем соотношении компонентов, мас. %: УЖ - 25,0-40,0, указанное ПАВ- 10,0-20,0, изопропиловый спирт - 1,0-10,0, пресная вода - остальное, после чего закачивают оторочку водного раствора полиакриламида – ПАА, содержащего, мас. %: ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - остальное, при соотношении указанных раствора и оторочки 1:(1-10) по объему и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,15 г/дм3 в объёме 15 м3 . По другому варианту в указанном способе при НПНС 250-600 м3/сут и МВ 0,15 г/дм3 закачивают оторочку водной дисперсии древесной муки – ВДДМ с концентрацией 0,5-3,0 мас. % или водного раствора ПАА с глинопорошком - ГП, содержащего, мас. %: ПАА - 0,01-1,0, ГП - 1-10, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - остальное, или водного раствора ПАА с хромокалиевыми квасцами - ХКК, содержащего, мас. %: ПАА - 0,1-1,0, ХКК - 0,005-0,3, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - остальное, до увеличения давления закачки на 5-20 % от начального давления закачки - НДЗ, затем закачивают указанный выше МР в объеме 2-10 м3/м ТПП, затем закачивают оторочку водного раствора ПАА, содержащего, мас. %: ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - остальное, при соотношении указанных раствора и оторочки 1:(1-10) по объёму и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,15 г/дм3 в объёме 15 м3. По третьему варианту в указанном способе при НПНС 100-250 м3/сут и МВ 0,5-300 г/дм3 закачивают оторочку пресной воды в объёме 15 м3, затем МР в объеме 2-10 м3/м ТПП, затем оторочку водного раствора ПАА, содержащего, мас. %: ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,5-300 г/дм3 - остальное, при соотношении указанных раствора и оторочки 1:(1-10) по объему и продавливают водой с минерализацией 0,5-300 г/дм3 в объёме 15 м3. По четвертому варианту в указанном способе при НПНС 250-600 м3/сут и МВ 0,5-300 г/дм3 закачивают оторочку ВДДМ с концентрацией 0,5-3,0 мас. % или водного раствора ПАА с ГП, содержащего, мас. %: ПАА - 0,01-1,0, ГП - 1-10, вода с минерализацией 0,5-300 г/дм3 - остальное, или водного раствора ПАА с ХКК, содержащего, мас. %: ПАА - 0,1-1,0, ХКК - 0,005-0,3, вода с минерализацией 0,5-300 г/дм3 - остальное, до увеличения давления закачки на 5-20 % от НДЗ, затем закачивают оторочку пресной воды в объёме 15 м3, затем указанный МР в объеме 2-10 м3/м ТПП, затем закачивают оторочку водного раствора ПАА, содержащего, мас. %: ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,5-300 г/дм3 - остальное, при соотношении указанны раствора и оторочки 1:(1-10) по объему и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,5-300 г/дм3 в объёме 15 м3. Технический результат - увеличение нефтеизвлечения, повышение эффективности охвата пласта воздействием и расширение технологических возможностей способа. 4 н.п. ф-лы, 4 пр., 8 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 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 разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, а также расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем закачку полимера и суспензии наполнителя, в качестве полимера используют полисахаридный реагент ЦПК, в качестве наполнителя - древесную или доломитовую муку или бентонитовый глинопорошок, осуществляют закачку указанных полимера и наполнителя в виде водной суспензии или последовательно в виде водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии указанного наполнителя при их объемном соотношении 1-5:1 до снижения удельной приемистости скважины на 10-60% при следующем соотношении компонентов, мас.%: полисахаридный реагент ЦПК 0,05-3,0, указанный наполнитель 0,01-10,0, вода пресная или минерализованная остальное. 4 табл., 10 пр.
