Патенты автора Нуриев Динис Вильсурович (RU)

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеизвлечения из карбонатных коллекторов порового или трещиновато-порового типа. Способ разработки нефтяного пласта включает закачку в пласт через нагнетательную скважину композиции поверхностно-активного вещества - ПАВ, воды и щелочного реагента и отбор нефти через добывающую скважину. Предварительно определяют минерализацию воды. При минерализации до 0,15 г/л в пласт закачивают композицию, содержащую ПАВ с концентрацией 0,3-1,5 мас. %, щелочной реагент с концентрацией 1-30 мас. %, воду с минерализацией до 0,15 г/л – остальное, после закачки продавливают водой с минерализацией до 0,15 г/л в объеме 15 м3 и возобновляют заводнение. При минерализации от 0,15 г/л до 210 г/л композицию в пласт закачивают оторочками, в первой оторочке закачивают композицию, содержащую ПАВ с концентрацией 0,05-0,5 мас. %, щелочной реагент с концентрацией 1-15 мас. %, воду с минерализацией от 0,15 г/л до 210 г/л – остальное, во второй оторочке закачивают композицию, содержащую ПАВ с концентрацией 0,5-1,5 мас. % и воду с минерализацией от 0,15 г/л до 210 г/л - остальное, после закачки указанных оторочек продавливают их в пласт водой с минерализацией от 0,15 г/л до 210 г/л в объеме 15 м3 и возобновляют заводнение. В качестве ПАВ используют раствор СТЕНОР АРЕ 25.8.18 - смеси этоксилированных пропоксилированных спиртов фракции С12-С15 с изопропиловым спиртом в объемном соотношении 1:1. В качестве щелочного реагента используют 10 %-ный раствор гидроксида натрия. Предлагаемый способ разработки нефтяного пласта повышает эффективность разработки нефтяного карбонатного пласта за счет увеличения смачивающей способности закачиваемой композиции, содержащей ПАВ, увеличения нефтевытесняющей способности и, как следствие, увеличения нефтеизвлечения, а также расширяет технологические возможности способа. 2 табл., 2 пр.
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.
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.
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, 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 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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин за счет повышения эффективности охвата пласта воздействием, вовлечения в разработку ранее не охваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта, а также расширение технологических возможностей способа. В способе разработки нефтяного пласта, включающем определение приемистости нагнетательной скважины, закачку в пласт через нагнетательную скважину суспензии силикатного геля и водного раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ и отбор нефти через добывающие скважины, предварительно в пласт закачивают оторочку водного раствора силиката натрия с концентрацией от 0,1 до 10 мас.%, затем осуществляют закачку суспензии силикатного геля до увеличения давления закачки на 10-30%, не превышающего максимально допустимого давления закачки на эксплуатационную колонну или пласты, после закачки суспензии силикатного геля закачивают в пласт водный раствор ПАВ - оксиэтилированного моноалкилфенола или моноалкилфенилового эфира полиэтиленгликоля с концентрацией от 0,1 до 0,5 мас.% в объемном отношении к объему закачки суспензии силикатного геля 1:(1-10), причем объем закачки указанного водного раствора силиката - Vраствора силиката и концентрацию суспензии силикатного геля - Ссуспензии геля, а также отношение объема указанного раствора ПАВ - Vраствора ПАВ к объему закачки суспензии силикатного геля - Vсуспензии геля выбирают исходя из приемистости нагнетательной скважины - Пр.скв., а именно при Пр.скв. 150-250 м3/сут. - Vраствора силиката 3-7 м3, Ссусп. 0,005-6,0 мас.%, Vраствора ПАВ/Vсуспензии геля 1:(1-3), при Пр.скв. 250-350 м3/сут. - Vраствора силиката 7-12 м3, Ссусп. 6,0-12,0 мас.%, Vраствора ПАВ/Vсуспензии геля 1:(3-6), при Пр.скв. 350-500 м3/сут. - Vраствора силиката 12-20 м3, Ссусп. 8,0-20,0 мас.%, Vраствора ПАВ/Vсуспензии геля 1:(6-10), а после закачки указанного водного раствора осуществляют продавку в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 в объеме 10-15 м3 и возобновляют заводнение. 1 пр., 5 табл.

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 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.

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.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с НПАВ и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - ВОА, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении 0,15-45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА и ПАА при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, ВОА - 0,05-0,3, ПАА - 0,05-0,8, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и ВОА при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, ВОА - 0,05-0,3, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:1, 250-400 м3/сут - (1-2):1, а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л в объеме 10-20 м3. По другому варианту в указанном способе при значении минерализации 45-300 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА при их содержании, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, ВОА - 0,001-0,15, вода с минерализацией 45-300 г/л - остальное, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и ВОА при их содержании, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, ВОА - 0,05-0,3, вода с минерализацией 45-300 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:(1-2), 250-400 м3/сут - 1:(1-3), а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 г/л в объеме 10-20 м3. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта, снижение потери НПАВ и щелочи. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.

 


© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности
Наверх