Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов

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.

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

Наверх