Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов



Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов
Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов
Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов
Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов

 


Владельцы патента RU 2487234:

Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (RU)
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов может быть использован для повышения нефтеотдачи пластов при одновременном увеличении охвата пласта воздействием и повышении эффективности нефтевытеснения в неоднородных коллекторах на поздних стадиях разработки месторождений. В способе разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающем последовательную закачку через нагнетательные скважины водной системы водорастворимого полимера и глины и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ, в качестве указанного раствора используют смесь неионогенных ПАВ или неионогенного и анионоактивного сульфированного ПАВ в углеводородном растворителе при следующем соотношении компонентов, мас.%: смесь неионогенных ПАВ или неионогенного и анионоактивного сульфированного ПАВ 2-35, углеводородный растворитель остальное, причем концентрации полимера, глины и объем закачиваемой водной системы водорастворимого полимера и глины выбирают исходя из приемистости нагнетательных скважин, а после закачки указанной системы продавливают ее в пласт водой и проводят выдержку в течение 12-24 часов. Технический результат - повышение эффективности обработки. 3 табл., 4 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.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодическую закачку через нагнетательную скважину оторочек водной дисперсии, где в качестве дисперсионной фазы используют смесь глинопорошка и порошка водорастворимого полимера. Водную дисперсию закачивают оторочками. Переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 1-10%. В каждой последующей оторочке уменьшают количество глинопорошка и увеличивают количество порошка водорастворимого полимера. При этом общее уменьшение количества глинопорошка лежит в пределах от 15 до 0 вес.% при увеличении количества порошка водорастворимого полимера в пределах от 0,001 до 1 вес.%. В качестве полимера используют полиакриламид или эфиры целлюлозы (см. Патент РФ №2136872, МПК Е21В 43/22, опубл. 1999 г.)

Недостатком данного способа является низкая эффективность нефтевытеснения вследствие того, что закачка водной дисперсии вызывает снижение проницаемости промытых зон, а последующее нагнетание воды приводит лишь к частичному отмыву нефти из поровых каналов.

Известен способ извлечения остаточной нефти из обводненного неоднородного пласта, включающий закачку мицеллярного раствора, содержащего водорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ), маслорастворимое ПАВ, углеводород и воду, с предварительной изоляцией высокопроницаемых зон пласта путем закачки мелкодисперсных твердых частиц (см. Патент РФ №2138626, МПК Е21В 43/22, опубл. 1999 г.).

Недостатком известного способа является низкая технологичность вследствие многокомпонентности мицеллярного раствора, его низкой агрегативной устойчивости при изменении температур из-за содержания в нем воды, что создает трудности при использовании способа, особенно в зимнее время.

Известен способ разработки нефтяных залежей, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины полимер-дисперсной системы в количестве 1-25% объема пор и раствора ПАВ с последующим вытеснением водой (см. Патент РФ №1566820, МПК Е21В 43/22, опубл. 1996 г.).

Известный способ недостаточно эффективен для повышения нефтеотдачи пластов из-за использования раствора неионногенного ПАВ (НПАВ) с низкими нефтеотмывающими свойствами, обусловленными недостаточно низким межфазным натяжением, слабыми солюбилизирующими свойствами и неспособностью образовывать микроэмульсионную фазу на границе с нефтью. Кроме того, раствор НПАВ может потерять свою стабильность из-за чувствительности к изменению температуры (на поверхности и в пласте), к тому же наблюдается пенообразование при смешении раствора НПАВ с водой, что затрудняет процесс реализации способа.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающий циклическую закачку водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии и последующее воздействие на пласт водным раствором химреагента, где в качестве химреагента используют раствор, содержащий нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 300 до 580, окси-этилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16, спиртосодер-жащий растворитель и воду (см. Патент РФ №2065947, МПК Е21В 43/22, опубл. 1996 г.).

Известный способ не технологичен в связи с чувствительностью раствора ПАВ к температурным колебаниям и высокой вязкостью в зимнее время, а также сложностью использования способа из-за последовательно-чередующейся закачки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии в несколько циклов.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности способа разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов за счет комплексного воздействия на пласт, заключающегося в повышении фильтрационного сопротивления высокопроницаемых обводненных зон и, тем самым, увеличения охвата пласта воздействием и достижения более полного отмыва нефти из коллектора и, в конечном итоге, увеличения нефтеотдачи пласта при одновременном достижении технологичности способа и использования его при отрицательных температурах с исключением нежелательного пенообразования.

Поставленная задача решается путем создания способа разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающего последовательную закачку через нагнетательные скважины водной системы водорастворимого полимера и глины и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ, где в качестве указанного раствора используют смесь неиногенных ПАВ или неиногенного и анионоактивного сульфированного ПАВ в углеводородном растворителе при следующем соотношении компонентов, мас.%: смесь неиногенных ПАВ или неиногенного и анионоактивного сульфированного ПАВ - 2-35;

углеводородный растворитель - остальное,

причем концентрации полимера, глины и объем закачиваемой водной системы водорастворимого полимера и глины определяют исходя из приемистости нагнетательных скважин, а после закачки указанной системы продавливают ее в пласт водой и проводят выдержку в течение 12-24 часов.

Для приготовления водной системы водорастворимого полимера и глины используют водорастворимые порошкообразные полимеры:

- полиакриламид (ПАА) отечественный по ТУ 6-16-2531-81, ТУ 6-01-1049-81, импортный DP 9-8177, Alkoflood 935, Alkoflood 1175, DP 9-8177 по ТУ 2458-001-82330939-2008;

- полиэтиленоксид (ПОЭ) по ТУ 6-58-341-89;

эфиры целлюлозы:

- оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ) марки Cellosize QP100 МH; Netrosol 250-HHR-P;

- гидроксиэтилцеллюлозу (ГЭЦ) марки Сульфацелл по ТУ 6-55201-1407-95, ТУ 2231-013-329574-39-01 с изм.1-7.

В качестве глины используют:

- глинопорошки для буровых растворов по ТУ 39-043-74, ТУ 39-01-08058-81 или ОСТ 39-202-86;

- техническую глину по ГОСТ 24902-81;

- карьерную глину, хорошо распускаемую в воде.

В качестве сульфированного АПАВ используют нефтяные или синтетические сульфонаты. Нефтяные сульфонаты (НС) с эквивалентной массой от 400-580 представляют собой натриевые, кальциевые или бариевые соли сульфокислот масляных фракций, а именно:

- сульфонаты, являющиеся основой сульфонатных присадок, например. С-150, С-300 по ТУ 38.101685-84, или эмульгаторы, например эмульсолы СМДУ-2 по ТУ 38.101545-75, НГЛ-205;

- сульфонаты натрия нефтяные по ТУ 38.50729-88;

- нефтяной сульфонат марки «HL» фирмы Витко Кэмикл (США).

В качестве синтетических сульфонатов (СС) используют алкилсульфонаты, моно- и диалкилбензолсульфонаты с эквивалентной массой от 300 до 390 по ТУ 6-01-1612839-34-90, ТУ 2481-037-04689375-95.

В качестве НПАВ используют:

- оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 4, 6, 8, 9, 10, 12 по ТУ 2483-077-05766801-98;

- ОП-10 - продукт обработки моно- и диалкилфенолов с окисью этилена по ГОСТ 8433-81;

- неонолы а-12, а-14 - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе а-олефинов по ТУ 38.507-63-0302-93;

- Эмульгатор Ялан Э-1, представляющий собой раствор НПАВ в углеводородном растворителе, по ТУ 2458-012-22657427-2000 с изм. 1;

- Эмульгатор Ялан Э-2, представляющий собой раствор НПАВ, синтезированного в виде амидоаминных солей высших жирных кислот С12-С18 в углеводородных смесевых растворителях, по ТУ 2458-001-22650721-2009;

- Эмульгатор Синол ЭМИ, представляющий собой эмульгатор инвертных эмульсий, по ТУ 2484-007-57412574-01;

- Эмульгатор Синол ЭМ, представляющий собой эмульгатор инвертных эмульсий в углеводородном растворителе, по ТУ 2413-048-48482528-98;

- Эмульгатор Нефтенол НЗб, представляющий собой углеводородную дисперсию сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, а также смоляных кислот и коллоидной дисперсной фазы, по ТУ 2458-057-17197708-01;

- и другие, или их смеси.

В качестве углеводородного растворителя используют:

- абсорбент по ТУ 38.103349-85 - смесь предельных алифатических и ароматических углеводородов, получаемая в производстве мономеров для синтетического каучука;

- абсорбент Н по ТУ 2411-036-05766801-95 - смесь парафиноолефиновых углеводородов, тяжелых углеводородов и смол, представляющий собой смесь побочных продуктов производства мономеров синтетического каучука;

- кубовый остаток ректификации этилбензола и стирола (КОРЭ) по ТУ 2414-033-05766801-95 - смесь алкилбензолов - побочный продукт ректификации этилбензола и стирола;

- жидкую фракцию пиролиза шин (ЖФПШ) по ТУ 2451-004-0136353-2003 - смесь алифатических и ароматических углеводородов;

- жидкие продукты пиролиза (ЖФП) фракции 35-230°С и 35-270°С по ТУ 38.402-62-144-93 - смесь непредельных, нафтеновых, ароматических углеводородов;

- жидкие продукты пиролиза (ЖФП), смолы нефтяные типа Е для экспорта по ТУ 38.402-62-130-92 - смесь непредельных и ароматических углеводородов с примесью парафинов и нафтенов, получаемая при пиролизе и других высокотемпературных процессах нефте- и сланцепереработки;

- фракции ароматических углеводородов - толуольную фракцию (ТФ) по ТУ 38.103579-85;

- нефрас Ар 120/200 по ТУ 38.101809-90 - смесь ароматических углеводородов;

- топливо дизельное (ТД) по ГОСТ 305-82 - продукт фракционной переработки нефти;

- отработанное дизельное топливо (ОДТ) по ТУ 6-00-0203335-41-89;

- шугуровский дистиллат по ТУ 30-0147585-018-93 - продукт фракционной переработки высокосернистой нефти;

- фракцию гексановую по ТУ 2411-032-0576680-95;

- фракцию широких легких углеводородов по ТУ 38.101524-93;

- фракцию ароматических углеводородов - толуольную фракцию по ТУ 38.103579-85;

- отработанное дизельное топливо (ОДТ) по ТУ 6-00-0203335-41-89 - отход производства этилена, и другие, а также их смеси.

Раствор ПАВ в углеводородном растворителе готовят смешением компонентов до получения однородного раствора в заводских условиях или непосредственно на промысле. Композиция стабильна при температурах от -50°С до +30°С в течение длительного времени.

Водную систему водорастворимого полимера и глины готовят путем одновременного дозирования водорастворимого полимера и глинопорошка в промежуточную емкость с водой. Для дозировки реагентов используют шнековый дозатор. Дозировку реагентов для получения необходимой концентрации их в полимер-глинистой системе рассчитывают по формуле:

X=Q·ρ·С/100,

где: Х - расход глинопорошка и порошкообразного полимера, кг/ч;

Q - производительность насосного агрегата, м /ч;

ρ - плотность воды, на которой готовится система, кг/м3;

С - концентрация глинопорошка и порошкообразного полимера в системе, %.

Концентрации полимера, глины и объем закачиваемой водной системы водорастворимого полимера и глины, определяемые исходя из приемистости нагнетательной скважины, приведены в таблице 1. В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид, полиэтиленоксид, оксиэтилцеллюлозу и гидроксиэтилцеллюлозу, а в качестве глины - глинопорошок (ГП).

Таблица 1
Приемистость скважины при рабочем давлении на водоводе, м3/сут Массовая доля компонентов в полимер-глинистой системе, % Объем закачиваемой полимер-глинистой системы, м3
ГП Полимер
ПАА ПОЭ ОЭЦ ГЭЦ
250-400 1,0-5,0 0,005-0,025 0,005-0,015 0,03-0,05 0,03-0,05 100-400
300-500 3,0-7,0 0,01-0,05 0,01-0,05 0,05-0,1 0,05-0,1 200-600
Более 500 5,0-10,0 0,03-0,13 0,03-0,1 0,1-0,3 0,1-0,3 300-800

Приготовленные растворы ПАВ в углеводородном растворителе испытывают на пенообразование и определяют вязкость и температуру застывания. Физико-химические свойства составов приведены в таблице 2.

Как видно из данных таблицы, предлагаемые растворы ПАВ в углеводородном растворителе по сравнению с известным имеют более низкие значения вязкости и температуры застывания, а также не образуют пену.

Оценку эффективности предлагаемого и известного способов проводят в лабораторных условиях по изменению проницаемости высоко- и низкопроницаемых пропластков модели пласта и по приросту коэффициента нефтевытеснения. Исследования проводят на моделях неоднородного по проницаемости пласта с двумя гидродинамически не связанными пропластками. Последние представляют собой трубки длиной 0,4 м и диаметром 0,018 м, заполненные молотым песком и присоединенные к одному напорному контейнеру. Вначале через модель прокачивают пластовую воду, затем модель насыщают нефтью, которую вытесняют водой. Далее вводят оторочки реагентов, после чего вновь прокачивают воду. Результаты исследований приведены в таблице 3.

Пример 1 (заявляемый).

В модель заводненного неоднородного пласта закачивают водную систему водорастворимого полимера и глины, содержащую водный раствор 0,0075%-ного полиакриламида и 2,0%-ного глинопорошка в количестве 0,3 порового объема (ПО) пласта, продавливают ее в пласт водой и выдерживают в течение 12 часов. Далее в модель вводят раствор смеси ПАВ в углеводородном растворителе, содержащий 2,0 г НС с эквивалентной массой 480 и 8 г Неонола АФ9-12, растворенных в 90 г смеси Абсорбента и Абсорбента Н (объемное соотношение 1:2) - состав №2 из таблицы 2, в количестве 0,05 ПО, которую вытесняют водой. Прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 23,8% (см.таблицу 3, пример 1).

Примеры 2-3 проводят аналогично примеру 1.

Пример 4 (прототип).

В модель пласта закачивают водный раствор полиакриламида 0,05%-ной концентрации и глинистую суспензию 2,0%-ной концентрации в виде трех одинаковых циклов объемом 0,1 ПО каждый. Затем закачивают раствор ПАВ, содержащий 2,65 г синтетического сульфоната-алкилбензолсульфоната натрия с эквивалентной массой 360, 2,25 г Неонола АФ9-12, 1,0 г изобутилового спирта и 94,1 г воды с последующим вытеснением ее водой. Прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 22,1% (см. таблицу 3, пример 4).

Из приведенных в таблице данных видно, что предлагаемый способ более эффективен при разработке неоднородных по проницаемости обводненных пластов по сравнению с известным способом.

Технологию в промысловых условиях осуществляют следующим образом.

По результатам исследований скважин определяют фильтрационные свойства пласта с выделением пропластков с различной степенью поглощения и определяют объем закачки полимер-глинистой системы и раствора ПАВ. Определяют текущую приемистость скважины закачкой минерализованной воды на трех режимах работы насосного агрегата. Приготовление водной системы водорастворимого полимера и глины осуществляют в промежуточной емкости при следующем соотношении компонентов:

водорастворимый полимер, %, в пределах 0,005-0,130
глинопорошок, в пределах 1,0-10,0
вода остальное.

Приготовленную водную систему водорастворимого полимера и глины в виде суспензии насосом установки закачивают по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) нагнетательной скважины и продавливают в пласт.

Закачку проводят при оптимальной концентрации реагентов и давлении, не превышающем 95% от допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. После закачки запланированного объема водной системы водорастворимого полимера и глины ее продавливают в пласт закачиваемой водой. Во время продавки определяют приемистость скважины на трех режимах работы насосного агрегата. После окончания продавки указанной системы к закачке композиции ПАВ приступают через 12-24 часа. Соотношение закачиваемых водной системы водорастворимого полимера и глины и раствора ПАВ в углеводородном растворителе составляет (1,5-60,0):1 соответственно.

Раствор ПАВ в углеводородном растворителе закачивают в пласт при помощи насосного агрегата. Закачку следует проводить при давлении, не превышающем допустимое давление для данной скважины. Давление в процессе закачки контролируют манометрами, установленными на насосном агрегате и межтрубном пространстве скважины. После окончания процесса закачки расчетного объема раствора ПАВ осуществляют его продавку в пласт водой.

Пример использования предлагаемого способа в промысловых условиях

В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной скважиной и 4 добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами, проницаемостью 0,4-1,0 мкм2, нефтенасыщенностью 66,5%, пористостью 20,7%, нефтенасыщенная толщина пласта составляет 13 м. Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину - 2,6 т/сутки (0,2-9,8 т/сутки), средняя обводненность добываемой жидкости 95%. Плотность закачиваемой воды в скважину составляет 1060 кг/м3. Приемистость нагнетательной скважины - 350 м3/сут при давлении 3,0 МПа. Концентрацию бентонитового глинопорошка и порошка водорастворимого полимера определяют исходя из приемистости нагнетательной скважины. Объем закачиваемой полимер-глинистой системы составляет 500 м3 (водорастворимый ПАА с концентрацией 0,04% и бентонитовый порошок с концентрацией 6,5%, вода с минерализацией 1060 кг/м3). Водную систему водорастворимого полимера и глины готовят путем одновременного дозирования водорастворимого ПАА и бентонитового глинопорошка в промежуточную емкость с водой. Затем приготовленную Указанную систему в виде суспензии насосом установки закачивают по колонне НКТ нагнетательной скважины и продавливают в пласт водой. Во время продавки определяют приемистость скважины на трех режимах работы насосного агрегата. Давление закачки составляет - 3,0-5,0 МПа. Затем скважину оставляют на технологическую выдержку в течение 24 часов.

После закачки водной системы водорастворимого полимера и глины закачивают раствор ПАВ в углеводородном растворителе - состав №2 из таблицы 2 объемом 20 м3. Затем осуществляют его продавку в пласт закачиваемой водой. Определяют приемистость после закачки композиции ПАВ (96 м3/сут при давлении закачки 15,0 МПа). Далее проводят заключительные работы на скважине. В результате обводненность нефти снизилась с 95% до 70%. Дополнительная добыча нефти по участку составила 3350 т.

Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов позволяет увеличить нефтеотдачу за счет вовлечения в разработку наиболее низкопроницаемых нефтенасыщенных участков пласта, блокирования высокопроницаемых зон водной системой водорастворимого полимера и глины и повышения эффективности охвата пласта воздействием, снижения обводненности добываемой продукции скважин. Кроме того, данное техническое решение позволяет расширить технологические возможности способа, позволяя использовать его в условиях отрицательных температур, и исключить нежелательный процесс пенообразования.

Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающий последовательную закачку через нагнетательные скважины водной системы водорастворимого полимера и глины и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ, отличающийся тем, что в качестве указанного раствора используют смесь неионогенных ПАВ или неионогенного и анионоактивного сульфированного ПАВ в углеводородном растворителе при следующем соотношении компонентов, мас.%:

смесь неионогенных ПАВ или неионогенного
и анионоактивного сульфированного ПАВ 2-35
углеводородный растворитель остальное,

причем концентрации полимера, глины и объем закачиваемой водной системы водорастворимого полимера и глины выбирают, исходя из приемистости нагнетательных скважин, а после закачки указанной системы продавливают ее в пласт водой и проводят выдержку в течение 12-24 ч.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к обработке углеводородных формаций, поврежденных водой. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин. .

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 горной промышленности и может быть использовано для повышения проницаемости призабойной зоны пласта. .

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 области нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородных средах химическими реагентами-нейтрализаторами и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической промышленности.
Изобретение относится к бактерицидным составам, применяемым, в частности, в нефтегазодобывающей промышленности для подавления роста бактерий (СВБ) в нефтепромысловых средах и в заводняемом нефтяном пласте, а также для защиты оборудования от сероводородной коррозии.

Изобретение относится к способу добычи нефти из подземного пласта при поддержании давления, согласно которому а) закачивают, по меньшей мере одним закачивающим устройством в контакте с подземным пластом, содержащим нефть, жидкость, содержащую смесь по меньшей мере: i) соленой водной среды, ii) смесь 2 цвиттер-ионных загущающих ПАВов или смесь 2 популяций этих ПАВов, имеющую бимодальный характер узких распределений групп R1, приведенных определений, в весовом содержании в интервале от 1 до 0,05 вес.%, предпочтительно от 0,5 до 0,1%, еще более предпочтительно от 0,4 до 0,15%, чтобы жидкость имела поверхностное натяжение на границе раздела воды и нефти, измеренное при температуре окружающей среды - 25°C, примерно 10 мН/м или меньше, и вязкость, измеренную при температуре 80°C и при градиенте сдвига 10 с-1, примерно 3 сПз или больше, отвечающих приведенным формулам; извлекают жидкость по меньшей мере одним средством добычи, находящимся в месте, отличном от того, где был введен полимер, причем указанная жидкость содержит нефть.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добывающих нефтяных скважин с использованием разъедающих веществ, и может быть использовано при обработке призабойной зоны глиносодержащего терригенного пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненного карбонатного пласта, и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных карбонатных коллекторах

Изобретение относится к системам, используемым в бурильных операциях

Изобретение относится к области биотехнологии и может быть использовано для повышения биогенного продуцирования метана
Изобретение относится к химическим реагентам для подавления роста бактерий и может быть использовано в нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей промышленности

Изобретение относится к жидкостям для обработки приствольной зоны подземных формаций

Изобретение относится к химическим реагентам - нейтрализаторам сероводорода и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей промышленности для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородсодержащих средах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам повышения продуктивности скважин за счет физико-химического воздействия на пласт при проведении ремонтно-изоляционных работ

Изобретение относится к способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное. Способ включает получение состава для обработки приствольной зоны на водной основе, содержащего указанную выше добавку, введение состава в подземную формацию, предоставление возможности указанной добавке для поступления в фильтрационную корку на поверхности внутри подземной формации, предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации. Способ включает получение указанного выше бурового раствора, введение его в подземную формацию, предоставление возможности указанной добавке для поступления в фильтрационную корку на поверхности внутри подземной формации, предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации. Способ включает получение внутрифильтрового загустителя, содержащего указанные выше текучую среду на водной основе и добавку, размещение загустителя в подземной формации между фильтром с гравийным пакерованием и участком подземной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности контроля потери текучей среды, снижение остаточного повреждении. 4 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 13 пр.

Группа изобретений относится к добыче нефти и/или газа. Обеспечивает усовершенствование добычи из нефтегазоносных пластов. Сущность изобретения: система для добычи нефти и/или газа содержит устройство для ввода в пласт по меньшей мере части серосодержащего соединения, первое устройство для преобразования внутри пласта по меньшей мере части серосодержащего соединения в сероуглерод и/или сероокись углерода и второе устройство для преобразования внутри пласта по меньшей мере части сероуглерода и/или сероокиси углерода в другое соединение. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 7 ил.
Наверх