Патенты автора Хисаметдинов Марат Ракипович (RU)

Изобретение относится к способу разработки неоднородного нефтяного пласта. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта включает закачку в пласт через нагнетательную скважину двух оторочек. Первая оторочка представляет собой смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем. Вторая оторочка представляет собой водный раствор поверхностно-активного вещества. Предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки и минерализацию закачиваемой воды. Затем последовательно закачивают две оторочки. Первую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 5-15% от начального давления закачки. В первой оторочке закачивают смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем. Вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 20-60% от начального давления закачки, не превышающего максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну. Во второй оторочке закачивают смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества, водорастворимого полимера, воды. Объемное соотношение оторочек выбирают в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины. Технический результат заключается в обеспечении безостановочной работы скважины, в снижении потерь поверхностно-активных веществ в промытых высокопроницаемых зонах пласта, в увеличении охвата пласта воздействием и выравнивании фронта вытеснения нефти, в подключении в работу не охваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта. 2 табл.
Изобретение относится к способу разработки неоднородного нефтяного пласта. Способ заключается в применении микробиологического воздействия на пласт в условиях высокой минерализации закачиваемой и пластовой воды. Способ включает последовательную закачку в нагнетательную скважину смеси водорастворимого природного полимера – ВПП – ксантана, бродильных бактерий – сапропеля, воды и раствора диаммонийфосфата – ДАФ с углеводородокисляющими бактериями – УОБ с последующей технологической выдержкой. При приемистости нагнетательной скважины от 100 до 250 м3/сут закачку раствора и смеси в пласт осуществляют оторочками. Первой оторочкой закачивают раствор ДАФ с УОБ, который дополнительно содержит ксантан и воду, при соотношении компонентов, мас.%: раствор ДАФ с УОБ - 10,0-15,0%, ксантан - 0,03-0,5%, вода - остальное. Второй оторочкой закачивают смесь ВПП – ксантана, сапропеля и воды, которая дополнительно содержит раствор ДАФ с УОБ и неионогенное поверхностно-активное вещество – НПАВ – оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12, при соотношении компонентов смеси, мас.%: раствор ДАФ с УОБ - 10,0-15,0%, ксантан - 0,03-0,5%, НПАВ - 0,1-0,5%, сапропель - 0,5-2,5%, вода - остальное. Первую и вторую оторочки закачивают в объемном соотношении 1:1. После закачки оторочек скважину останавливают на технологическую выдержку продолжительностью 5-10 сут и возобновляют заводнение. При приемистости нагнетательной скважины от 251 м3/сут и более сначала осуществляют закачку смеси ВПП – ксантана или дисперсного компонента и воды, при соотношении компонентов, мас.%: ксантан или дисперсный компонент - 0,5-2,5%, вода - остальное. Закачку смеси ведут до увеличения давления закачки на 10-50% от начального давления закачки. После этого в пласт закачивают раствор ДАФ с УОБ и смесь ВПП – ксантана и бродильных бактерий. Первой оторочкой закачивают раствор ДАФ с УОБ, который дополнительно содержит ксантан и воду, при соотношении компонентов смеси, мас.%: раствор ДАФ с УОБ - 10,0-15,0%, ксантан - 0,03-0,5%, вода - остальное. Второй оторочкой закачивают смесь ВПП – ксантана, сапропеля, воды и раствор ДАФ с УОБ, который дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество – НПАВ – оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12, при соотношении компонентов смеси, мас.%: раствор ДАФ с УОБ - 10,0-15,0%, ксантан - 0,03-0,5%, НПАВ - 0,1-0,5%, сапропель - 0,5-2,5%, вода - остальное. Раствор и смесь закачивают в объемном соотношении 1:1. После закачки оторочек скважину останавливают на технологическую выдержку продолжительностью 5-10 сут и возобновляют заводнение. В качестве дисперсного компонента используют порошковую целлюлозу или техническую микрокристаллическую целлюлозу. Технический результат заключается в увеличении нефтеотдачи добывающих скважин за счет изменения и выравнивания фильтрационных потоков в неоднородных пластах, снижения проницаемости высокопроницаемых зон пласта, вовлечения в разработку ранее неохваченных разработкой низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков. 1 з.п. ф-лы, 8 табл.
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, а именно: к разработке нефтяных месторождений с заводнением водогазовым раствором. Способ разработки нефтяной залежи водогазовым воздействием, включающий заводнение залежи водогазовым раствором путем закачки через нагнетательные скважины водогазового раствора и 0,01-1,0% поверхностно-активного вещества - ПАВ, которое добавляют в воду перед ее смешением с газом в водораспределительную гребенку, причем в качестве водогазового раствора закачивают газовый раствор при отношении объемов газа к воде, обеспечивающем полное насыщение воды газом при пластовых условиях. Предварительно проводят лабораторные исследования минерализации воды и керна, полученного из обрабатываемой залежи, определяют состав пенообразующего ПАВ и точную концентрацию ПАВ и газа в воде для получения оптимальных характеристик для максимальной эффективности воздействия водогазовым раствором на залежь. Подачу ПАВ в воду осуществляют регулируемым дозатором пропорционально от объема подаваемой воды в водораспределительную гребенку. Закачку в нефтяную залежь производят после смешения воды с ПАВ с газом в ламинарном режиме после получения равномерного по объему водогазового раствора. Предлагаемый способ позволяет обеспечить максимальное водогазовое воздействие на продуктивный пласт залежи. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
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, 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 биотехнологии. Штамм Gordonia amicalis 6-1, способный к генерации непосредственно в нефтяном пласте нефтевытесняющего агента - биоПАВ и снижающий содержание сероорганических соединений в нефти, депонирован во Всероссийской Коллекции Микроорганизмов ИБФМ им. Г.К. Скрябина под регистрационным номером ВКМ как Ас-2795D. Штамм Gordonia amicalis ВКМ как Ас-2795D может быть использован в микробных методах повышения нефтеизвлечения. Изобретение позволяет повысить степень извлечения нефти. 3 табл., 4 пр.

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.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - направленное термохимическое воздействие на нефтенасыщенные пропластки, подключение в разработку ранее не охваченных нефтенасыщенных, низкопроницаемых зон пласта, увеличение охвата пласта тепловым воздействием, повышение нефтеотдачи пласта. В способе термохимической обработки нефтяного пласта предварительно определяют обводненность добываемой продукции скважины, при обводненности продукции от 20 до 59% по первому варианту производят последовательную закачку в добывающую скважину углеводородного растворителя и термохимического состава. В качестве термохимического состава закачивают водный раствор нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: нитрит натрия 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем соотношении компонентов, мас.%: сульфаминовая кислота 5-40, щелочной реагент 2-16, вода - остальное. При этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты - 1:1,25, массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 2,5:1. Затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины. По второму варианту способа при обводненности продукции от 60 до 99,9% в добывающую скважину закачивают гелеобразующую композицию при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,3-1,5; сшиватель 0,03-0,15; вода - остальное, продавливают гелеобразующую композицию в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч, производят последовательную закачку углеводородного растворителя и указанного выше термохимического состава, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины. По третьему варианту производят закачку указанной выше гелеобразующей композиции, продавливают ее в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч, затем производят закачку указанного выше термохимического состава, затем закачивают полимерную композицию при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,05-0,3; сшиватель 0,005-0,03; вода - остальное, продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, возобновляют заводнение пластов. 3 н.п. ф-лы, 3 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны добывающей скважины или скважины, переведенной в нагнетательную из добывающей скважины, работа которых осложнена выпадением парафиновых асфальто-смолистых веществ (АСВ) в призабойной зоне. Способ обработки призабойной зоны скважины для удаления парафиновых асфальто-смолистых веществ включает закачку в призабойную зону композиционного состава из 5,0-30,0 мас.% сорастворителя с поверхностно-активным веществом - ПАВ и 70,0-95,0 мас.%, технологическую выдержку. При этом в композиционном составе в качестве сорастворителя используют кубовые остатки бутиловых спиртов или растворитель парафиновый нефтяной, или сольвент нефтяной, в качестве ПАВ используют комплексный ПАВ или простой полиэфир с низкой температурой застывания, в качестве растворителя используют растворитель промышленный. Причем количество ПАВ в сорастворителе составляет 0,05-0,2 мас.%. Причем для скважин с приемистостью от 0 до 1 м3/ч закачку композиционного состава проводят при постоянной работе гидравлического генератора. Техническим результатом является увеличение эффективности очистки порового пространства призабойной зоны скважины от парафиновых АСВ за счет повышения растворяющей и диспергирующей способностей композиционного состава в отношении парафиновых АСВ, повышение производительности скважины за счет полного растворения и удаления парафиновых АСВ из призабойной зоны скважины и расширение технологической возможности способа за счет применения реагентов с привлечением отходов нефтехимического производства. 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта микробиологическим воздействием. Технический результат - увеличение охвата пласта за счет блокирования высокопроницаемых зон пласта и вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных пропластков, увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин, а также расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих бактерий - УОБ в растворе питательного вещества, продавливание в пласт водой, остановку скважины на технологическую выдержку, в качестве питательного вещества используют диаммонийфосфат, до указанной закачки УОБ осуществляют закачку смеси водорастворимого природного полимера - ВПП и бродильных бактерий, где используют в качестве ВПП оксиэтилцеллюлозу, или натрий-карбоксиметилцеллюлозу, или ксантан, или гуар, в качестве бродильных бактерий - природный источник, содержащий сообщество микроорганизмов, представленных семействами: Enterobacteriaceae, Clostridiaceae, Enterococcaceae, а закачку указанной смеси осуществляют до снижения удельной приемистости скважины на 10-30% при следующем соотношении компонентов смеси, мас. %: ВПП 0,05-2,0, бродильные бактерии 0,005-2,0, вода - остальное. 1 пр., 3 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 нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами и для ограничения водопритока в добывающей скважине. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов, повышение эффективности охвата пласта воздействием и расширение технологических возможностей способа. В способе регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, включающем приготовление и закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего ксантан, ацетат хрома, поверхностно-активное вещество – ПАВ и воду, и технологическую выдержку для гелеобразования, предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины. По одному варианту при приемистости 150-300 м3/сут до закачки гелеобразующего состава закачивают оторочку водного раствора щелочного реагента с концентрацией 0,05-5,0 мас. % в объеме 5-10 м3, затем осуществляют закачку гелеобразующего состава, дополнительно содержащего бактерицид - формалин или глутаровый альдегид, при содержании компонентов, мас. %: ксантан - 0,2-0,4, ацетат хрома - 0,02-0,04, ПАВ - 0,1-0,2, бактерицид - 0,05-2,0, вода пресная - остальное, после этого осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ, содержащего, мас. %: щелочной реагент - 0,1-2,0, ПАВ - 0,005-3,0, вода с минерализацией 0,15-300 г/л - остальное, при объемном соотношении гелеобразующего состава к оторочке водного раствора щелочного реагента и ПАВ, выбранном в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и составляющем 1:(0,5÷3), продавливают указанную оторочку в пласт водой с минерализацией 0,15-300 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку от 2 до 5 сут. По другому варианту при приемистости 300-500 м3/сут до закачки гелеобразующего состава закачивают в пласт оторочку водного раствора щелочного реагента с концентрацией 0,05-5,0 мас. % в объеме 10-20 м3, осуществляют закачку гелеобразующего состава, дополнительно содержащего бактерицид - формалин или глутаровый альдегид, при содержании компонентов, мас. %: ксантан - 0,3-1,0, ацетат хрома - 0,03-0,1, ПАВ - 0,15-2,0, бактерицид - 0,05-2,0, вода пресная - остальное, после этого осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ при их содержании, мас. %: щелочной реагент - 0,1-2,0, ПАВ - 0,005-3,0, вода с минерализацией 0,15-300 г/л - остальное, при объемном соотношении гелеобразующего состава к указанной оторочке, выбранном в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и составляющем 1:(2÷4), продавливают в пласт указанную оторочку водой с минерализацией 0,15-300 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку от 2 до 7 сут. По третьему варианту при приемистости 500-600 м3/сут предварительно закачивают в пласт оторочку дисперсного состава в объеме 50-100 м, затем оторочку водного раствора щелочного реагента с концентрацией 0,05-5,0 мас. % в объеме 20-30 м3, после осуществляют закачку гелеобразующего состава, дополнительно содержащего бактерицид - формалин или глутаровый альдегид и полимер, при содержании компонентов, мас. %: ксантан - 0,5-2,0, ацетат хрома - 0,05-0,2, ПАВ - 0,5-4,0, бактерицид - 0,05-2,0, полимер - 0,1-1,0, вода пресная - остальное, после закачки гелеобразующего состава осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ при их содержании, мас. %: щелочной реагент - 0,1-2,0, ПАВ - 0,005-3,0, вода с минерализацией 0,15-300 г/л - остальное, при объемном соотношении гелеобразующего состава к указанной, выбранном в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и составляющем 1:(3÷5), продавливают в пласт указанную оторочку водой с минерализацией 0,15-300 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку от 4 до 12 сут. Используют в качестве щелочного реагента гидроксид натрия или тринатрийфосфат, или стекло натриевое жидкое, в качестве оторочки дисперсного состава - водную дисперсию наполнителя с концентрацией 0,01-10,0 мас. % или водную дисперсию наполнителя и полимера при соотношении компонентов, мас. %: наполнитель - 0,01-10, полимер - 0,005-1,0, вода с минерализацией 0,15-300 г/л – остальное, в качестве наполнителя - доломитовую или древесную муку, или бентонитовый глинопорошок, в качестве полимера - полиакриламид или натрий-карбоксиметилцеллюлозу, или гидроксиэтилцеллюлозу, в качестве ПАВ - указанные оксиэтилированные алкилфенолы. 3 н.п. ф-лы, 4 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 области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет снижения индукционного периода гелеобразования, улучшения прочностных свойств получаемых составов, приводящее к увеличению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов, а также расширению технологических возможностей способа. Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательной скважине включает закачку в пласт состава, содержащего водную дисперсию полиакриламида - ПАА, эфира целлюлозы, ацетата хрома и наполнителя. В качестве эфира целлюлозы используют полианионную целлюлозу - ПАЦ или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, массовое соотношение ПАА и ПАЦ или КМЦ составляет (1-4):1, в качестве наполнителя используют твердые микрочастицы доломитовой или древесной муки или цеолитсодержащей породы с концентрацией 0,001-0,45 мас. %, после закачки в пласт состава дополнительно закачивают оторочку смеси водного раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ и щелочного реагента при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАВ - 0,01-0,2, щелочной реагент - 0,1-2,5, вода - остальное, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол или комплексный ПАВ, в качестве щелочного реагента - гидроксид натрия или соль щелочного металла, при этом указанные состав и оторочку закачивают в объемном соотношении (2-5):1, продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 10-20 м и оставляют скважину на технологическую выдержку до 4 сут. 3 табл.

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 разработке карбонатных нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции. В способе разработки карбонатного нефтяного пласта, содержащего сульфатвосстанавливающие бактерии - СВБ, включающем активацию пластовой микрофлоры закачкой в пласт через нагнетательную скважину водной суспензии питательных веществ, предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины, при приемистости нагнетательной скважины от 100 до 150 м3/сут осуществляют закачку водного раствора указанных солей с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас.% или водного раствора нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас.%, продавливают в пласт водой с указанной минерализацией в объеме 5-15 м3 и останавливают скважину для подавления СВБ, производят закачку водного раствора указанного ПАВ или комплексного ПАВ с указанной температурой застывания, содержащего смесь НПАВ и КПАВ, с концентрацией 0,01-0,3% или водного раствора диаммонийфосфата пищевого или тринатрийфосфата, или гидроксида натрия с концентрацией 0,2-1,5%, производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель, крахмал и диаммонийфосфат пищевой, продавливают в пласт водой с указанной минерализацией в объеме 10-50 м3, останавливают скважину на технологическую выдержку от 3 до 15 сут, концентрация реагентов водной суспензии составляет в мас.%: крахмал 0,1-5,0, сапропель 0,5-5,0, диаммонийфосфат пищевой 0,1-2,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное. По другому варианту - при приемистости нагнетательной скважины от 150 до 400 м3/сут осуществляют закачку водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас.% или водного раствора нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас.%, продавливают в пласт водой с указанной минерализацией в объеме 5-15 м3 и останавливают скважину для подавления СВБ, дополнительно производят закачку блокирующего состава, продавливают в пласт водным раствором оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ с указанной температурой застывания, содержащего смесь НПАВ и КПАВ с концентрацией 0,01-0,3% или водным раствором диаммонийфосфата пищевого или тринатрийфосфата, или гидроксида натрия с концентрацией 0,1-1,5% и останавливают скважину на технологическую выдержку, производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель, крахмал и диаммонийфосфат пищевой, продавливают в пласт водой с указанной минерализацией в объеме 10-50 м3, останавливают скважину на технологическую выдержку при указанном выше составе водной суспензии. Изобретение развито в зависимом пункте. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 пр., 8 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.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин, расширение технологических возможностей. В способе разработки нефтяной залежи, включающем определение приемистости нагнетательной скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку по крайней мере через одну нагнетательную скважину водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла, указанная дисперсия содержит, мас.%: водорастворимый полимер 0,01-0,05, щелочь 0,5-1,0, при определенных значениях приемистости нагнетательной скважины закачивают указанную дисперсию до увеличения давления закачки на 20-30%, осуществляют продавку ее в пласт закачиваемой водой в объеме НКТ плюс 1,0 м3, закачивают щелочную композицию в объеме 10-30% от объема закачки указанной дисперсии до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, указанных составов при указанной минерализации воды по каждому из трех вариантов и осуществляют продавку водой в объеме 10-15 м3. 3 н.п. ф-лы, 1 пр., 2 табл.

Предложение относится к способам разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. В способе разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ, до закачки в пласт суспензии определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией 0,15-40 г/л в качестве ПАВ используют ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, мас. %: указанное ПАВ 0,001-1,0, указанная вода остальное, закачку в пласт суспензии и раствора ПАВ осуществляют в объемном соотношении (1-3):1 в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины - при приемистости 200-400 м3/сут - 1-2:1, 400-500 м3/сут - 2-3:1, более 500 м3/сут - 3:1, между суспензией и раствором ПАВ производят закачку воды с минерализацией 0,15-40 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией 0,0001-0,1 мас. %. По другому варианту в указанном способе в воде с минерализацией 40-300 г/л в качестве ПАВ используют комплексный ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорид 10 мас. %, при следующем соотношении компонентов, мас. %: указанное ПАВ 0,001-1,0, указанная вода - остальное, закачку в пласт суспензии и раствора ПАВ осуществляют в объемном соотношении (1-3): 1 в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе - при приемистости 200-400 м3/сут - 1-2:1, 400-500 м3/сут - 2-3:1, более 500 м3/сут - 3:1, а между суспензией и раствором производят закачку воды с минерализацией 40-300 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией 0,0001 0,1 мас. %. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пласта. 2 н.п. ф-лы, 4 пр., 4 табл.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - увеличение нефтеизвлечения путем закачки полимерной системы в пласт через нагнетательные скважины с упрощением технологии и уменьшением затрат. Способ включает закачку в пласт дисперсной полимерной системы через нагнетательные скважины, которые сообщены через напорный коллектор и блок гребенки - БГ с кустовой насосной станцией - КНС. По способу с применением упомянутого оборудования водовод снабжают расходомером и регулируемой задвижкой, функционально связанной с расходомером. Установку смешения сообщают с водоводом до КНС или после КНС, являющимся входным для БГ. Приготовленную на установке смешения дисперсную полимерную систему закачивают по трубопроводу с задвижкой в водовод, являющийся входным для БГ, с возможностью поддержания на одном уровне расхода поступающей на БГ воды. Это позволяет производить закачку дисперсной полимерной системы в необходимой концентрации. 1 ил.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин, повышение эффективности охвата пласта воздействием, расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину соли алюминия и щелочного реагента и отбор нефти через добывающие скважины, предварительно до закачки в пласт на устье скважины получают коллоидно-дисперсную систему - КДС с концентрацией от 1,5 до 50,0 мас.% и рН 6,70-8,75 одновременным дозированием 0,5-10%-ного раствора соли алюминия и 1,0-20%-ного раствора щелочного реагента в воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: соль алюминия - 0,05-3,0, щелочной реагент - 0,1-6,0, вода - остальное, перемешивают указанные растворы с водой в смесительной емкости в течение 10-30 мин, затем полученную КДС закачивают в пласт в непрерывном режиме до снижения удельной приемистости скважины на 5-30% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, и продавливают в пласт водой. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта по другому варианту, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину соли алюминия и щелочного реагента и отбор нефти через добывающие скважины, предварительно до закачки в пласт на устье скважины получают КДС с концентрацией от 1,5 до 50,0 мас.% и pH 6,70-8,75 одновременным дозированием порошкообразных реагентов соли алюминия и щелочного реагента в воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: соль алюминия - 0,05-3,0, щелочной реагент - 0,1 - 6,0, вода - остальное, перемешивают указанные компоненты с водой в смесительной емкости в течение 10-30 мин, затем полученную КДС закачивают в непрерывном режиме в пласт до снижения удельной приемистости скважины на 5-30% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, и продавливают в пласт водой. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 47 пр.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных пластов, а именно повышению нефтеотдачи пластов при одновременном увеличении охвата пласта воздействием и повышении эффективности нефтевытеснения в неоднородных коллекторах на поздних стадиях разработки месторождений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, и может найти применение при разработке нефтяных месторождений при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения, водопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах

Изобретение относится к способам добычи нефти из обводненных терригенных или карбонатных неоднородных коллекторов порового или трещиновато-порового типа как на ранней, так и на поздней стадии разработки

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к биотехнологическим способам разработки обводненной нефтяной залежи, и может найти применение при повышении нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости, заводненных нефтяных пластов путем регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости, заводненных нефтяных пластов путем регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефти из неоднородного нефтяного пласта, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов и изоляции обводнившихся скважин

 


Наверх