Патенты автора Елизарова Татьяна Юрьевна (RU)
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА // 2704166
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.
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.
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.
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В СКВАЖИНЕ // 2405803
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения, водопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах
