Способ повышения продуктивности скважин



Способ повышения продуктивности скважин
Способ повышения продуктивности скважин

 


Владельцы патента RU 2492317:

Демичев Сергей Семенович (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам повышения продуктивности скважин за счет физико-химического воздействия на пласт при проведении ремонтно-изоляционных работ. Обеспечивает возможность повышения дебита скважины, снижения выноса песка в ствол скважины и ограничения поступления подошвенных вод. Сущность изобретения: способ включает закачку в пласт первой и второй оторочки. Закачку осуществляют через разделительную жидкость на углеводородной или водной основе в район продуктивного пласта или выше интервала перфорации и последовательно. Осуществляют выдержку скважины в покое, перевод скважины в режим притока углеводорода. При этом закачку разделительной жидкости осуществляют в количестве от 0,1 до 50% от объема первой оторочки. Закачку второй оторочки осуществляют в количестве от 10 до 150% от объема первой оторочки. Первая оторочка дополнительно снабжена порообразователем в количестве от 0,1% до 15% от объема первой оторочки, в качестве первой оторочки используют полимерные смолы и в качестве второй оторочки используют полимерные отвердители. 14 з.п. ф-лы, 8 пр., 1 табл.

 

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

Известен Способ гидрофобной обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающий обработку пород призабойной зоны продуктивного пласта гидрофобизирующим составом, который прокачивают сквозь породы призабойной зоны пласта, выдержку скважины в покое, перевод в режим притока углеводорода (Патент РФ №2230897, Е21В 43/22, опубл. 20.06.2004 г.).

Недостатками данного технического решения являете т краткосрочность применяемого способа, действие способа весьма ограничено во времени, кроме того, данный способ применим в однородных пористых коллекторах, применение его в трещиноватых коллекторах не дает ожидаемого эффекта.

Известен Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку в пласт оторочки водорастворимого низкомолекулярного растворителя, нефтерастворимого низкомолекулярного растворителя и нефти (Патент РФ №2176020, Е21В 43/22, опубл. 20.11.2001 г.).

Недостатками данного технического решения является краткосрочность применяемого способа, действие способа весьма ограничено во времени, кроме того, данный способ применим в однородных пористых коллекторах, применение его в трещиноватых коллекторах не дает ожидаемого эффекта.

Наиболее близким техническим решением является Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт первой оторочки и второй оторочки - раствора полимера. (Патент РФ №2401939, Е21В 43/ 22, опубл. 20.10.2010 г., прототип).

Недостатками данного технического решения является то, что в результате его неоднократного применения происходит значительное сокращение толщины продуктивного пласта за счет использования труднорастворимых кремнийорганических соединений.

Предлагаемый Способ повышения продуктивности скважин позволит устранить указанные выше недостатки, кроме того, позволяет повысить дебит скважины за счет закачки в добывающую скважину полимерных композиций, которые при взаимодействии между собой и под воздействием пластовых температур образуют монолитную или пористую твердую, янтаревидную массу в скважине, обеспечивающую снижение (предупреждение) выноса песков и пропантов в ствол скважины, снижение (ограничение) поступления подошвенных вод и заколонной циркуляции, а также ликвидацию негерметичности эксплуатационной колонны, при этом Способ повышения продуктивности скважин включает закачку в пласт первой и второй оторочки, выдержку скважины в покое, перевод скважины в режим притока углеводорода, при этом закачку осуществляют через разделительную жидкость на углеводородной или водной основе в район продуктивного пласта или выше интервала перфорации и последовательно, также закачку разделительной жидкости на углеводородной или водной основе осуществляют в количестве от 0,1 до 50% от объема первой оторочки, а закачку второй оторочки осуществляют в количестве от 10 до 150% от объема первой оторочки, в качестве первой оторочки используют полимерные смолы, а в качестве второй оторочки используют полимерное отвердители, причем закачку осуществляют через НКТ или гибкую трубу, или через гибкую трубу с пакером различного типа или со струйным насосом, или через НКТ с пакером различного типа или со струйным насосом, спущенные в район продуктивного пласта или выше интервала перфорации, в качестве полимерной смолы используют формальдегидную смолу или смолу «ГЕОТЕРМ», в качестве отвердителя полимерного используют жидкий или порошкообразный полимерный отвердитель, а также полимерный отвердитель «ГЕОТЕРМ» или отвердитель «КатоРИР», первая оторочка дополнительно снабжена порообразователем в количестве от 0,1% до 15% от объема первой оторочки, кроме этого дополнительно осуществляют закачку компонента, содержащего вязкоупругую пачку на углеводородной или водной основе в количестве от 70% до 1000% от объема первой оторочки или монолитной или пористой полимерной смолы в количестве от 70% до 250% от объема первой оторочки, закачку компонента, содержащего вязкоупругую пачку на углеводородной или водной основе и монолитную или пористую полимерную смолу в объемном соотношении 1:1 и в количестве от 70 до 1000% от объема первой оторочки, закачку компонента, содержащего фобизирующий доотмывающий раствор на водной основе или кислотно-щелочной основе в количестве от 30 до 400% от первой оторочки, закачку компонента, содержащего цементный раствор или полимерцементную смесь в количестве от 30 до 400% от объема первой оторочки, закачку компонента, содержащего фобизирующий доотмывающий раствор на водной основе или кислотно-щелочной основе и цементный раствор в объемном соотношении 1:1 и в количестве от 30 до 400% от объема первой оторочки, закачку компонента, содержащего фобизирующий доотмывающий раствор на водной основе или кислотно-щелочной основе и полимерцементную смесь в объемном соотношении 1:1 и в количестве от 30 до 400% от объема первой оторочки, в качестве полимерцементной смеси используют полимерную смолу, отвердитель и сухой цемент в объемном соотношении 1:1:1.

В предлагаемом Способе повышения продуктивности скважин.

В качестве разделительной жидкости на углеводородной основе используют, например, ШФЛУ, газолин, ацетон, растворитель, некондиционный бензин, «Синол-М» и газоконденсат, на нефтяной основе - нефть и эмульгатор.

В качестве разделительной жидкости на водной основе используют, например, пресную воду.

Полимерные смолы представляют собой формальдегидные смолы, такие как мочевино-формальдегидная (карбамидо-формальдегидная, карбамидная) смола, например, «Резойл-К» феноло-формальдегидная, например, «Резойл-Ф», феноло-резорцино-формальдегидная, например, ФРФ-50Р или ФРФ-50РМ, меламино-формальдегидная смола, феноло-нилино- формальдегидная смола, анилино-формальдегидная смола, тиомочевино-формальдегидная смола, сульфамидо-формальдегидная смола, и др. формальдегидные смолы, как соответствующие стандартам, например, ГОСТ 16388 - 70, ГОСТ 16704 - 71, ТУ 13-369-77, ТУ 6-10-1192, так и несоответствующие стандартам, то есть вновь разрабатываемая марка формальдегидной смолы.

Смолы (продукты поликонденсации) феноло-резорцино-формальдегидные марки ФРФ-50Р или ФРФ-50РМ выпускают по ТУ-6-05-1638-78. ФРФ-50Р или ФРФ-50РМ представляют собой пористые или монолитные смолы. Смолы марки «Резойл-К» выпускаются по ТУ 2221-637-55778270-2004, изм. 1 от 25.08.2010 г. Смолы марки «Резойл-Ф» выпускаются по ТУ 2221-669-55778270-2004, изм. №1 от 10.12.2010 г.

Отвердитель жидкий представляет собой жидкий или полимерный отвердитель «ГЕОТЕРМ-101 до 122» или отвердители «КатоРИР». Отвердитель полимерный представляет собой жидкий или полимерный отвердитель «ГЕОТЕРМ-101 до 122» или отвердители «КатоРИР».

В предлагаемом Способе полимерные смолы и полимерные отвердители в указанных количествах представлены в готовых полимерных композициях «ГЕОТЕРМ» от 01 до 22, выпускаемые по ТУ 2257-075-26161597-2007.

Готовые полимерные композиции «ГЕОТЕРМ» от 01 до 22 представляют собой пористые или монолитные полимерные смолы, например, в качестве монолитной полимерной смолы используют, например, «ГЕОТЕРМ - 01» (от 01 до 022).

Монолитная полимерная смола представляет собой полимерную смолу, в состав которой не входит порообразователь.

В качестве пористой полимерной смолы используют полимерную смолу с порообразователем в заданных количествах или используют, готовые полимерные композиции, например, «ГЕОТЕРМ-01(Н)» (от 01 до 011).

В готовых полимерных композициях, например «ГЕОТЕРМ-08», «ГЕОТЕРМ-II», предусмотрен вариант, когда компоненты: смоли, отвердитель и порообразователь или смола и отвердитель смешивают на устье скважины, а взаимодействие этих компонентов осуществляют под воздействием температуры и времени протекания гелеобразования при условии четкого регламентирования пластовой температуры объекта воздействия и времени проведения РИР.

Использование монолитной композиции или полимерно-цементных растворов приводит к увеличению притока нефти за счет отсечения заколонного перетока и без этой добавки пластовая вода, которая имеет большую плотность, поступая в интервал перфорации снизу или сверху, препятствует поступлению более легкой нефти из продуктивного пласта.

В качестве полимерного отвердителя используют жидкий отвердитель, например, щелочной раствор, кислотный раствор, порошкообразный отвердитель или используют составы полимерного отвердителя «ГЕОТЕРМ».

В качестве жидкого отвердителя используют щелочные растворы, например, раствор уротропина в формалине, выпускаемый по ТУ 6-05-281-22-89.

В качестве порообразователя используют, например, углеаммонийную соль, карбонаты или бикарбонаты натрия, алюминевую или магневую пудру. Использование порообразователя создает пористую среду, которая обеспечивает в нефтяных пластах поступление нефти в скважину, а в водонасыщенных пластах пористая среда является экраном для создания полимерно-цементной пачки внутри пористой среды. Механизм образования этой пачки заключается в следующем: сначала создают пористый экран, затем в него закачивают цементный или цементо-полимерный раствор или монолитную композицию и в результате этого образуется твердый цеметно-полимерный камень в заданном участке скважины. Пористый экран выполняет роль обеспечения установки отсекающего моста в нужном месте.

В качестве вязкоупругой пачки на углеводородной основе используют, например, Алдинол-10 + газоконденсат, нефть + эмультал. В качестве вязкоупругой пачки на водной основе используют, например, водный раствор полиакриламида (ПАА) или полиэтиленоксида (ПЭО) с добавками солей двух-трехвалентных металлов. Выбор вязкоупругой пачки на углеводородной или водной основе осуществляют, учитывая наличие заколонных перетоков и различий проницаемости водоносных и нефтяных пластов, а также в зависимости от расположения водяного пласта относительно нефтенасыщенного. По показаниям скважины используют вязкоупругую пачку на углеводородной или водной основе, этот компонент приводит к снижению проницаемости пласта заколонной циркуляции или подошвенных вод, за счет этого облегчается задача последующей установки отсекающей монолитной пачки, эта добавка улучшает установку монолитной пачки в заданном интервале перфорации, что обеспечивает не закупорку интервала продуктивного пласта.

В качестве фобизирующего доотмывающего щелочного раствора на водной основе используют, например 50% водный раствор торфяной вытяжки или 5-12% водный раствор каустической соды.

В качестве фобизирующего доотмывающего кислотно-щелочного раствора используют, например 5-10%-ный раствор кремний органических жидкостей (ЭТС - 40, 32, 16, ЭТС-кондесата) в дизельном топливе, щелочной раствор торфяной вытяжки, содержащий гуминовые кислоты. Выбор фобизирующего доотмывающего раствора осуществляют, учитывая модификацию полимеров композиции. По показаниям скважины используют фобизирующий доотмывающий щелочной раствор на водной основе, который приводит к снижению поверхностного натяжения на границе нефть-вода и за счет этого приток нефти резко увеличивается, ограничивая приток воды.

В качестве цементного раствора используют, например, водный раствор цемента марки G плотностью 1,8 т/м3.

В качестве полимероцементной смеси используют полимерную смолу, отвердитель и сухой цемент в объемном соотношении 1:1:1, например, 33, 33%-смолы, например «ГЕОТЕРМ-006»+33, 33% сухого цемента марки G+33, 33% отвердителя, например «ГЕОТЕРМ-106». По показаниям скважины используют цементный раствор или полимероцементной смеси, который приводит к значительному сокращению сроков проведения РИР и за счет этого увеличиваются адгезионные свойства композиции.

За счет закачки первой оторочки изменяют смачиваемость поверхности породы, а именно, увеличивается гидрофобизация пласта, сокращается приток воды и увеличивается приток нефти.

За счет закачки второй оторочки обеспечивают своевременное отверждение композиции.

Объемы закачки первой и второй оторочки, а также выбор и необходимость закачки компонентов, таких как вязкоупругой пачки на углеводородной или водной основе и/или полимерной композиции, фобизирующего доотмывающего раствора на водной основе или кислотно-щелочной основе и/или цементного раствора или полимерцементной смеси, зависят от следующих основных факторов:

- типа изолируемого коллектора (пористый, трещиновато-пористый, трещиноватый)

- глубины залегания и пластовой температуры, при пластовой температуре +10-30°C применяется одна полимерная композиция, при пластовой температуре +25-40°C другая, при +35-50°C третья и так до +140-150°C применяются различные полимерные композиции как пористые, так и монолитные, закачиваемые в пласт перемешанные на поверхности или через разделительные жидкости, смола + отвердитель;

- содержание нефти в пластовом флюиде,

выбранная полимерная композиции зависит не только от пластовой температуры, но и от совместимости полимерной композиции с нефтью и водой

- от вертикального строения газонефтяной залежи по разрезу,

- от положения водо-нефтяного контакта (ВНК) и газо-нефтяного контакта (ГНК);

в настоящий момент времени выделяется 7 зон газонефтяной залежи (снизу вверх). Водонасыщенная зона, переходная водо-нефтяная зона (которая подразделяется на две подзоны), зона предельного нефтенасыщения, переходная газо-нефтяная зона и зона предельного газонасыщения. В зависимости от того, в какой зоне расположен продуктивный пласт выбирают ту или иную полимерную композицию,

- проницаемость пласта,

высоко, средне и низкопроницаемые. Проницаемость определяется результатами геофизических исследований скважин (ГИС) по коэффициенту αпс, но в основном промысловыми испытаниями по давлению и объему закачиваемой жидкости, реже результатами лабораторных исследований по керновому материалу, так как на слабосцентированных коллекторах выход керна незначительный и отбор его затруднен. В зависимости от проницаемости водонасыщенных и нефтенасыщенных зон пласта определяется состав вязкоупругой пачки,

- наличие заколонных перетоков или подошвенных вод, при наличии заколонных перетоков или подошвенных вод определяют необходимость закачки вязкоупругой пачки и состав закачиваемой полимерной композиции после нее;

- толщина интервала перфорации, толщиной интервала перфорации определяют первоначальный объем полимерной композиции, который будет уточняться по особенностям геологического строения объекта воздействия; при переводе скважин на другие эксплуатационные объекты, когда прежний эксплуатационный объект исчерпал свои запасы нефти;

- гранулометрический состав или модуль крупности. По нему определяется количество и состав порообразователя для получения пористой среды;

- особенности геологического строения месторождения, пласта и собственно объекта воздействия определяют количество обработок, объемы и последовательность обработок сверху вниз или снизу вверх;

- а также в обязательном порядке должны учитываться особенности принятой системы разработки, наличие применяемого подземного и наземного оборудования и ряд других условий, характерных для каждого месторождения в отдельности. Исходя из вышесказанного, способ предупреждения выноса песков и пропантов в ствол скважины применяется в промысловых условиях, как в полном объеме, так и в несколько сокращенном виде, а также предусматривается применение пакеров различного типа или струйных насосов для закачки реагентов и освоения скважин методом снижения уровня жидкости.

Способ повышения продуктивности скважин осуществляют следующим образом.

В скважину, имеющую пластовую температуру от +10°C до +150°C, через НКТ или гибкую трубу, дополнительно снабженные пакером различного типа или струйным насосом, спущенные в район продуктивного пласта или выше интервала перфорации, последовательно закачивают первую и вторую оторочку через разделительную жидкость на углеводородной или водной основе, а затем продавливают их в интервал перфорации. Сначала закачивают первую оторочку полимерную смолу в виде формальдегидной смолы, например, смолу ФРФ-50Р или ФРФ-50РМ, или смолы «ГЕОТЕРМ», или «Резоил-К», или «Резоил-Ф», в расчетном количестве.

По показаниям скважины в первую оторочку дополнительно вводят порообразователь, например, карбонат или бикарбонат натрия, в количестве от 0,1 до 15% от объема первой оторочки.

За первой оторочкой закачивают разделительную жидкость на углеводородной или водной основе, например, ШФЛУ, или газолин, или ацетон, или растворитель, или некондиционный бензин, в количестве от 0,1 до 50% от объема первой оторочки.

После чего закачивают вторую оторочку - полимерный отвердитель жидкий или порошкообразный, например, щелочной раствор отвердителя, или полимерный отвердитель «ГЕОТЕРМ - 101» до «ГЕОТЕРМ - 122», «КатоРИР» в количестве от 10 до 150% от объема первой оторочки. Расчетное количество первой оторочки определяют в зависимости от эффективной толщины продуктивного пласта, геологического строения и расчлененности пласта, а также от особенностей системы разработки продуктивного пласта в скважине.

Закрывают затрубное пространство и продавливают оторочки в продуктивный пласт, при этом последнюю закачку оторочки, например, разделительной жидкости на углеводородной или водной основе доводят до нижних отверстий интервала перфорации либо с перепродавкой в заколонное пространство в объеме равном радиусу депрессионной воронки.

Осуществляют выдержку скважины в покое - скважину оставляют для прохождения реакции поликонденсации в пласте.

По показаниям скважины далее в пласт дополнительно через 12-24 часа или после освоения скважины в пласт дополнительно закачивают компонент, содержащий фобизирующий доотмывающий раствор на водной основе или кислотно-щелочной основе в количестве от 30 до 400% от первой оторочки, или цементный раствор или полимерцементную смесью в количестве от 30 до 400% от объема первой оторочки, или фобизирующий доотмывающий раствор на водной основе или кислотно-щелочной основе и цементный раствор в объемном соотношении 1:1 и в количестве от 30 до 400% от объема первой оторочки, или фобизирующий доотмывающий раствор Но, водной основе или кислотно-щелочной основе и полимерцементную смесь в объемном соотношении 1:1 и в количестве от 30 до 400% от объема первой оторочки. За каждым компонентом закачивают разделительную жидкость на углеводородной или водной основе, например, ШФЛУ, или газолин, или ацетон, или растворитель, или некондиционный бензин, в количестве от 0,1 до 50% от объема первой оторочки.

Осуществляют выдержку скважины в покое в течение 2-7 часов, в зависимости от состава фобизирующей пачки и скважину переводят в режим притока углеводорода, то есть осваивают, промывают и запускают в эксплуатацию. Или по показаниям скважины дополнительно в пласт закачивают компонент, содержащий вязкоупругую пачку на углеводородной или водной основе в количестве от 70% до 1000% от объема первой оторочки или монолитной или пористой полимерной смолы в количестве от 70% до 250% от объема первой оторочки, затем последовательно закачивают разделительную жидкость на углеводородной или водной основе или компонент, содержащий вязкоупругую пачку на углеводородной или водной основе и монолитную или пористую полимерную смолу в объемном соотношении 1:1 и в количестве от 70 до 1000% от объема первой оторочки, затем последовательно закачивают разделительную жидкость на углеводородной или водной основе. За каждым компонентом закачивают разделительную жидкость на углеводородной или водной основе, например, ШФЛУ, или газолин, или ацетон, или растворитель, или некондиционный бензин, в количестве от 0,1 до 50% от объема первой оторочки.

Закрывают затрубное пространство и продавливают в продуктивный пласт, при этом последнюю разделительную жидкость на углеводородной или водной основе доводят до нижних отверстий интервала перфорации.

Осуществляют выдержку скважины в покое - скважину оставляют для прохождения реакции поликонденсации в пласте, затем скважину переводят в режим притока углеводорода, то есть осваивают, промывают и запускают в эксплуатацию.

Закачанные оторочки и дополнительные компоненты в продуктивном пласте скважины при взаимодействии между собой и под воздействием пластовой температуры образуют монолитную или пористую (в зависимости от поставленной задачи) твердую, янтаревидную массу, которая обеспечивает свободное поступление нефти в ствол скважины.

При последовательной закачке оторочек в скважине происходит первоначально: ограничение заколонной циркуляции пластовой, подошвенной или нагнетаемой воды, предупреждение выноса песков или проппантов в ствол скважины, увеличение дебита нефти закачкой фобизирующего раствора или наоборот проводят ликвидация интервала перфорации, заколонной циркуляции, подошвенных либо вышезалегающих вод или негерметичности эксплуатационной колонны закачкой цементного или полимероцементного раствора. При увеличении содержания пластовой воды в продукции скважины, выноса пропанта и т.п.работы по последовательной закачке заявленных компонентов повторяют многократно.

И что важно при этом, в отличие от известных способов, не происходит уменьшения эффективной толщины пласта.

Осуществляя контроль за выносом песка и пропанта в ствол скважины, за заколонной циркуляцией и негерметичностью эксплуатационной колонны нефтегазовой скважины, определяя содержание песка и пропанта в стволе скважины, содержание пластовой воды в продукции скважины, определяют необходимость и периодичность последовательной закачки заявленных оторочек, а также и компонентов.

Предлагаемый Способ испытывали в промысловых условиях (на скважинах РФ, в том числе и на скважинах Тюменской области):

Пример №1

На скважине, вскрывшей слабосцементированный продуктивный пласт в интервале 620-640 м, были проведены работы по предупреждению выноса песка в ствол скважины. До проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) скважина имела следующие параметры:

Пластовая температура tпл=+24°C. Дебит жидкости Qж=30 м3/сут.

Дебит нефти Qн=1,4 т/сут.

Межремонтный период работы скважины (МРП)=5 сут;

Количество взвешенных частиц (КВЧ)=700 млг/л;

Внизу интервала перфорации наблюдается заколонный перток.

Приемистость = 700 м3/сут, при давлении Р=50 атм.

Через НКТ, спущенные на 20 м, и пакер, установленный на 40 м выше верхних отверстий интервала перфорации, были закачаны компоненты в следующих объемах и последовательности:

- вязкоупругая пачка на основе «Синол-М» и газоконденсата - 4,8 м3 (600% от объема первой оторочки);

- монолитная полимерная композиция «ГЕОТЕРМ-01» - 0,8 м3;

- газолин - 0,2 м3 (25% от объема первой оторочки);

- полимерная композиция «ГЕОТЕРМ-01(Н)» (через газолин - 0,2 м3 (20% от объема первой оторочки) - 2 м3 (1 м3 смолы - 100% от объема первой оторочки и 1 м3 отвердителя - 100% от объема первой оторочки);

- газолин - 0,4 м3 (40% от объема первой оторочки).

Композицию закачали в продуктивный пласт при начальном давлении Рн=0 атм., конечное давление Рк=10 атм. Скважину закрыли для прохождения реакции поликонденсации в пласте.

Через 24 часа скважину освоили и она имела следующие параматры:

Qж=28 м3/сут;

Qн=3,0 т/сут;

КВЧ=150 млг/л;

С целью увеличения дебита нефти в продуктивный пласт было закачено 3 м3 (375% от объема первой оторочки) фобизирующего доотмывающего щелочного раствора на водной основе. Через 7 часов скважину освоили, промыли до забоя и запустили в эксплуатацию со следующими параметрами:

Qж=24 м3/сут;

Qн=7,8 т/сут;

КВЧ=100 млг/л;

МРП=68 сут.

Пример №2

На скважине, вскрывшей слабосцементированный продуктивный пласт в интервале 660-680 м, были проведены работы по предупреждению выноса песка в ствол скважины. До проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) скважина имела следующие параметры:

Qж=25 м3/сут; Qн=0,7 т/сут;

КВЧ=650 млг/л;

МРП=15 сут.

Незначительный переток вниз интервала перфорации. Приемистость 450 м3/сут, при Р=10 атм.

Закачка компонентов проводилась через струйный насос, спущенный на 30 м выше верхних отверстий интервала перфорации, в следующей последовательности:

- вязкоупругая пачка на нефтяной основе - 1,4 м3 (140% от объема первой оторочки);

- монолитная полимерная композиция «ГЕОТЕРМ-01» - 0,8 м3 (80% от объема первой оторочки);

- полимерная композиция «ГЕОТЕРМ-01(Н)» (через растворитель - 0,2 м3 (25% от объема первой оторочки) - 2,5 м3 (1 м3 смолы - 100% - объем первой оторочки и 1,5 м3 отвердителя - 150% - от объема первой оторочки);

- растворитель - 0,4 м3 (40% от объема первой оторочки);

Композицию закачали в пласт при начальном давлении Рн=10 атм., конечное давление Рк=17 атм.

Скважину закрыли для прохождения реакции поликонденсации в пласте.

Через 24 часа скважину освоили при помощи струйного насоса. Скважина имела следующие параметры:

Qж=23 м3/сут;

Qн=2 т/сут;

КВЧ=120 млг/л;

С целью увеличения притока нефти увеличения дебита нефти в продуктивный пласт было закачено 3 м3 (300% от объема первой оторочки) фобизирующего доотмывающего щелочного раствора на водной основе. Через 7 часов скважину освоили с помощью струйного насоса, промыли до забоя и запустили в эксплуатацию со следующими параметрами:

Qж=22 м3/cyт; Qн=6 т/сут;

КВЧ=90 млг/л;

МРП=75 сут.

Пример №3

На скважине, вскрывшей слабосцементированный продуктивный пласт в интервале 1841-1856 м, были проведены работы по предупреждению выноса песка в ствол скважины. До проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) скважина имела следующие параметры:

Пластовая температура tпл=+55°C. Дебит жидкости Qж=70 м3/сут. Дебит нефти Qн=15 т/сут.

Межремонтный период работы скважины (МРП)=23 дня.

Количество взвешенных частиц (КВЧ)=350 млг/л.

Приемистость = 380 м3/сут, при давлении Р=20 атм.

Геологическое строение продуктивного пласта не позволило применить монолитную пачку в применяемом способе и РИР проводились по следующей схеме:

- вязкоупругая пачка на нефтяной основе с применением эмульгатора - 8 м3 (1000% от объема первой оторочки);

- ацетон - 0,32 м3 (40% от объема первой оторочки);

- раздельная закачка смолы ФРФ-50РМ - 0,8 м3 (100% объем первой оторочки) с порообразователем (15% от объема первой оторочки) и 1,2 м3 - (150% от объема первой оторочки) раствора уротропина в формалине;

Техническая вода 2,4 м3 (300% от объема первой оторочки).

Композицию продавили в пласт при начальном давлении Рн=20 атм., конечное давление Рк=40 атм.

Через 24 часа скважину освоили, промыли и запустили в эксплуатацию со следующими параметрами:

Qж=55 м3/сут;

Qн=28 т/сут;

КВЧ=95 млг/л.

Параметры работы скважины соответствуют запланированному эффекту. В связи с этим отказались от закачки компонента, содержащего фобизирующий доотмывающий раствор. Первоначальный, МРП составил 180 суток. После удаления песчаной пробки, параметры по содержанию песка в продукции скважины соответствовали запланированным в течение 3 лет.

Пример №4

На скважине в интервале 772-778 м обнаружена негерметичность эксплуатационной колонны, были проведены работы по ликвидации негерметичности э/к. До проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) скважина имела следующие параметры:

Пластовая температура tпл=+25°C. Тип коллектора пористый.

Приемистость - 575 м3/сут, при Р=100 атм.

Ниже интервала негерметичности на глубине 780 м установили цементный мост.

Через НКТ, спущенные на 20 м, и пакер, установленный на 40 м выше интервала негерметичности, были закачаны компоненты в следующих объемах и последовательности:

- вязкоупругая пачка на основе «Синол-М» - 4,8 м3 (480% от объема первой оторочки);

- пористая полимерная композиция «ГЕОТЕРМ-07» (через газолин - 0,2 м3 (20% от объема первой оторочки) - 1.0 м3;

- газолин - 0,2 м3 (20% от объема первой оторочки).

- отвердитель полимерный кислотный 0.8 м3 (80% от объема первой оторочки).

Скважину закрыли под давлением закачки для прохождения реакции поликонденсации в пласте. Через 12 часов в интервал негерметичности был закачен следующий объем композиции:

- монолитная полимерная композиция «ГЕОТЕРМ-06» - 0,8 м3 (80% от объема первой оторочки);

- газолин - 0,4 м3; (50% от объема первой оторочки).

Композицию закачали в пласт при начальном давлении Рн=80 атм., конечное давление Рк=120 атм.

Скважину закрыли для прохождения реакции поликонденсации в пласте.

Через 24 часа скважину скважину спрессовали, давлением тех. воды на 100 атм.

Падения давления не наблюдается.

Разбурили полимерный мост до глубины 780 м. Спрессовали интервал негерметичности методом снижения уровня жидкости в стволе скважины. Эксплуатационная колонна (далее по тексту - «э/к») герметична.

Пример №5

На скважине в интервале 1555-1560 м обнаружена негерметичность э/к, были проведены работы по ликвидации негерметичности э/к. До проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) скважина имела следующие параметры:

Пластовая температура tпл=+45°C.

Тип коллектора пористый.

Приемистость - 700 м3/сут, при Р=100 атм.

Ниже интервала негеметичности на глубине 1575 м установили цементный мост.

Через НКТ, спущенные на 20 м, и пакер, установленный на 40 м выше интервала негеметичности, были закачаны компоненты в следующих объемах и последовательности:

- пористая полимерная композиция «ГЕОТЕРМ-01 (Н)» (через газолин - 0,2 м3 (12,5%oт объема первой оторочки) - 1,6 м3;

- газолин - 0,2 м3 (12,5% от объема первой оторочки).

Скважину закрыли под давлением закачки для прохождения реакции поликонденсации в пласте. Через 24 часа в интервал негерметичности был закачен следующий объем композиции:

- монолитная полимерная композиция «Геотерм-022» - 1,0 м3 (62,5% от объема первой оторочки);

- газолин - 0,4 м3 (25% от объема первой оторочки).

Композицию закачали в пласт при начальном давлении Рн=90 атм., конечное давление Рк=110 атм. Скважину закрыли для прохождения реакции поликонденсации в пласте.

Через 24 часа скважину спрессовали, давлением тех. воды на 100 атм.

Падения давления не наблюдается.

Разбурили полимерный мост до глубины 1575 м. Спрессовали интервал негерметичности методом снижения уровня жидкости в стволе скважины. Э/к герметична.

Пример №

На скважине ниже интервала перфорации 770-780 м обнаружена ЗКЦ, были проведены работы по ограничению ЗКЦ. До проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) скважина имела следующие параметры:

Пластовая температура tпл=+27°C.

Дебит жидкости Qж=31 м3/сут.

Дебит нефти Qн=1,5 т/сут.

Тип коллектора пористый.

Приемистость - 475 м3/сут, при Р=100 атм.

Через насосно-компрессорные трубы (НКТ) спущенные на 20 м и пакер установленный на 40 м выше интервала перфорации, были закачаны компоненты в следующих объемах и последовательности:

- вязкоупругая пачка на основе «Алдинол-10» - 4 м3 (500% от объема первой оторочки);

- полимерная композиция «ГЕОТЕРМ-011» (через газолин - 0,2 м3 (25% от объема первой оторочки) - 0,8 м3;

- газолин - 0,2 м3 (25% от объема первой оторочки).

Скважину закрыли под давлением закачки для прохождения реакции поликонденсации в пласте. Через 12 часов в интервал негерметичности был закачен следующий объем композиции:

- полимерная композиция «ГЕОТЕРМ-06» - 0,8 м3 (100% от объема первой оторочки;

- газолин - 0,4 м4 (50% от объема первой оторочки);

Композицию закачали в пласт при начальном давлении Рн=90 атм., конечное давление Рк=110 атм из расчета продавки композиции до нижних отверстий интервала перфорации (интервал перфорации оставили чистым). Скважину закрыли для прохождения реакции поликонденсации в пласте.

Через 24 часа скважину освоили и запустили в эксплуатацию со следующими параметрами:

Дебит жидкости Qж=25 м3/сут.

Дебит нефти Qн=6,5 т/сут.

Пример №7

На скважине ниже интервала перфорации 1960-1971 м обнаружена ЗКЦ, были проведены работы по ограничению ЗКЦ. До проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) скважина имела следующие параметры:

Пластовая температура tпл=+31°C.

Дебит жидкости Qж=72 м3/сут.

Дебит нефти Qн=8,7 т/сут.

Тип коллектора трещиновато-пористый.

Приемистость - 520 м3/сут, при Р=100 атм.

Через НКТ, спущенные на 20 м, и струйный насос, установленный на 40 м выше интервала перфорации, были закачаны компоненты в следующих объемах и последовательности:

- вязкоупругая пачка на основе «Алдинол-10» -4 м3 (250% от объема первой оторочки);

- пористая полимерная композиция «ГЕОТЕРМ-01 (Н)» (через газолин - 0,2 м3 (12,5% от объема первой оторочки) - 1,6 м3;

- газолин - 0,2 м3 (12,5% от объема первой оторочки).

Скважину закрыли под давлением закачки для прохождения реакции поликонденсации в пласте. Через 12 часов в интервал негерметичности был закачен следующий объем композиции:

- пресная вода - 0,4 м3 (25% от объема первой оторочки);

- цементно-полимерный раствор (удельного веса-1,5 т/м3) (сухого цемента, полимерной смолы «ГЕОТЕРМ-006» и отвердителя «ГЕОТЕРМ-106» в объемном соотношении 1:1) - 1,6 м3 (100% от объема первой оторочки);

- пресная вода - 0,4 м4 (25% от объема первой оторочки).

Композицию закачали в пласт при начальном давлении Рн=100 атм, конечное давление Рк=130 атм из расчета продавки композиции до нижних отверстий интервала перфорации (интервал перфорации оставили чистым). Скважину закрыли для прохождения реакции поликонденсации в пласте.

Через 24 часа скважину освоили с помощь струйного насоса и запустили в эксплуатацию со следующими параметрами:

Дебит жидкости Qж=58 м3/сут.

Дебит нефти Qн=15 т/сут.

Пример №8

На скважине ниже интервала перфорации 2550-2578 м обнаружена ЗКЦ, были проведены работы по ограничению ЗКЦ. До проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) скважина имела следующие параметры:

Пластовая температура tпл=+75°C.

Дебит жидкости Qж=88 м3/сут.

Дебит нефти Qн=7, т/сут.

Тип коллектора пористый.

Приемистость - 720 м3/сут, при Р=100 атм.

Через НКТ, спущенные на 20 м, и пакер, установленный на 40 м выше интервала перфорации, были закачаны компоненты в следующих объемах и последовательности:

- вязкоупругая пачка (вязкоупругая смесь - ВУС) на основе «Алдинол-10» - 4 м3 (250% от объема первой оторочки);

- полимерная композиция «ФРФ-50РМ» (через газолин - 0,2 м3 (12,5% от объема первой оторочки) - 1,6 м3;

- газолин - 0,2 м3 (12,5% от объема первой оторочки).

Скважину закрыли под давлением закачки для прохождения реакции поликонденсации в пласте. Через 12 часов в интервал негерметичности был закачен следующий объем композиции:

- пресная вода - 0,4 м3 (25% от объема первой оторочки);

- цементный раствор (удельного веса-1,8 т/м3) - 3,5 м3 (220% от объема первой оторочки);

- пресная вода - 0,4 м3 (12,5% от объема первой оторочки).

Композицию закачали в пласт при начальном давлении Рн=100 атм, конечное давление Рк=150 атм. Скважину закрыли на ОЗС.

Через 24 часа цементный мост разбурили провели повторную перфорацию, скважину освоили и запустили в эксплуатацию со следующими параметрами:

Дебит жидкости Qж=71 м3/сут.

Дебит нефти Qн=18 т/сут.

Примеры испытаний с 9 по 36 приведены в таблице.

Предлагаемое техническое решение позволяет повысить продуктивность пласта и, соответственно, нефтеотдачу, обеспечивая снижение или предупреждение выноса песков и пропантов в ствол скважины, снижение или ограничение заколонной циркуляции, а также обеспечивая ликвидацию негерметичности эксплуатационной колонны, кроме этого заявленный Способ дополнительно используют и при ликвидации поглощения бурового раствора при бурении разведочно-эксплуатационных скважин.

1. Способ повышения продуктивности скважин, включающий закачку в пласт первой и второй оторочки, отличающийся тем, что закачку осуществляют через разделительную жидкость на углеводородной или водной основе в район продуктивного пласта или выше интервала перфорации и последовательно, осуществляют выдержку скважины в покое, перевод скважины в режим притока углеводорода, при этом закачку разделительной жидкости осуществляют в количестве от 0,1 до 50% от объема первой оторочки, а закачку второй оторочки осуществляют в количестве от 10 до 150% от объема первой оторочки, первая оторочка дополнительно снабжена порообразователем в количестве от 0,1% до 15% от объема первой оторочки, в качестве первой оторочки используют полимерные смолы и в качестве второй оторочки используют полимерные отвердители.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку осуществляют через насосно-компрессорные трубы - НКТ или гибкую трубу, спущенные в район продуктивного пласта или выше интервала перфорации.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку осуществляют через гибкую трубу с пакером различного типа или струйным насосом, спущенные в район продуктивного пласта или выше интервала перфорации.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку осуществляют через НКТ с пакером различного типа или струйным насосом, спущенные в район продуктивного пласта или выше интервала перфорации.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве полимерных смол используют формальдегидные смолы.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве полимерных смол используют смолы «ГЕОТЕРМ».

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве отвердителя полимерного используют жидкий или порошкообразный полимерный отвердитель.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве отвердителя полимерного используют полимерный отвердитель «ГЕОТЕРМ».

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют закачку компонента, содержащего вязкоупругую пачку на углеводородной или водной основе в количестве от 70% до 1000% от объема первой оторочки или монолитной или пористой полимерной смолы в количестве от 70% до 250% от объема первой оторочки.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют закачку компонента, содержащего вязкоупругую пачку на углеводородной или водной основе и монолитной или пористой полимерной смолы в объемном соотношении 1:1 и в количестве от 70 до 1000% от объема первой оторочки.

11. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют закачку компонента, содержащего фобизирующий доотмывающий раствор на водной основе или кислотно-щелочной основе в количестве от 30 до 400% от объема первой оторочки.

12. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют закачку компонента, содержащего цементный раствор или полимерцементную смесь в количестве от 30 до 400% от объема первой оторочки.

13. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют закачку компонента, содержащего фобизирующий доотмывающий раствор на водной основе или кислотно-щелочной основе и цементный раствор в объемном соотношении 1:1 и в количестве от 30 до 400% от объема первой оторочки.

14. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют закачку компонента, содержащего фобизирующий доотмывающий раствор на водной основе или кислотно-щелочной основе и полимерцементную смесь в объемном соотношении 1:1 и в количестве от 30 до 400% от объема первой оторочки.

15. Способ по п.14, отличающийся тем, что в качестве полимерцементной смеси используют полимерную смолу, отвердитель и сухой цемент в объемном соотношении 1:1:1.



 

Похожие патенты:

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 жидкостям для обработки приствольной зоны подземных формаций. .
Изобретение относится к химическим реагентам для подавления роста бактерий и может быть использовано в нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей промышленности.

Изобретение относится к области биотехнологии и может быть использовано для повышения биогенного продуцирования метана. .

Изобретение относится к системам, используемым в бурильных операциях. .

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 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 обработке углеводородных формаций, поврежденных водой. .

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

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 применимо в нефтегазовой отрасли и относится к размещению жидкостей в подземных пластах нефтяных и газовых скважин, в т.ч. при гидроразрыве пласта. Способ обработки подземного пласта включает введение в пласт первой жидкости, содержащей первый агент-загуститель - АЗ, закачивание второй жидкости, загущенной вторым АЗ, жидкости после закачивания контактируют на поверхности их раздела, одна жидкость содержит активируемый химический деструктор - ХД, разрушающий АЗ только другой жидкости, а другая - содержит активатор этого ХД, и/или первая жидкость содержит ХД, агент для подстройки pH или комплексообразующий агент - КА, дестабилизирующие только вторую жидкость, и/или вторая жидкость содержит ХД, агент для подстройки рН или КА, дестабилизирующие только первую жидкость, жидкости вступают в химическую реакцию на границе их контакта и создают слой скольжения на этой границе, имеющий вязкость меньше 15 мПа·с - существенно ниже, чем вязкости жидкостей. Способ гидроразрыва пласта включает закачивание в пласт жидкости разрыва, содержащей первый АЗ, жидкости-носителя, загущенной вторым АЗ и содержащей суспензию проппанта, жидкости после закачивания контактируют на поверхности их раздела, одна из них содержит активируемый ХД, разрушающий АЗ только другой, а другая содержит активатор этого ХД, и/или первая жидкость содержит ХД, агент для подстройки pH или КА, дестабилизирующие только вторую жидкость, и/или вторая жидкость содержит ХД, агент для подстройки рН или КА, дестабилизирующие только первую жидкость, жидкости вступают в химическую реакцию на границе их контакта и создают слой скольжения на этой границе, имеющий вязкость меньше 15 мПа·с. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - увеличение продуктивности скважин. 2 н. и 34 з.п. ф-лы, 2 пр.,7 ил.

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.
Изобретения относятся к улучшенному способу вторичной добычи нефти. Технический результат - усовершенствование введения ингибитора отложений на стенках оборудования, повышение эффективности извлечения нефти, увеличение срока службы конструкций. Способ вторичного извлечения нефти включает стадию введения в систему резервуара от 0,1 до 100000 ч./млн аминоалкиленфосфоновой кислоты, выбранной из специально заданной группы соединений в сочетании с аминным нейтрализующим агентом, выбранным из специально заданной группы соединений при условии, что аминный нейтрализующий агент представлен сочетанием, по меньшей мере, двух структурно различных аминных типов, причем первый является более гидрофобным, имеющим величину гидрофильно-липофильного баланса, которая, по меньшей мере на 2 единицы меньше, чем величина гидрофильно-липофильного баланса второго, указанный первый и указанный второй аминные типы применяют в эквивалентных пропорциях первый (более гидрофобный):второй (более гидрофильный) в интервале от 10:1 до 2:5. 2 н. и 11 з.п. ф-лы.
Настоящее изобретение относится к эмульсиям и их применению в подземных работах. Композиция стабилизированной эмульсии включает маслянистую текучую среду, текучую среду, являющуюся, по меньшей мере, частично несмешивающейся с маслянистой текучей средой, и стабилизирующий эмульсию агент, включающий первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения. Способ включает получение указанной выше композиции стабилизированной эмульсии и помещение ее в подземный пласт в качестве части подземных работ. Способ включает получение указанной выше композиции и бурение скважины в подземном пласте с ее использованием. Способ получения указанной выше композиции включает: получение маслянистой текучей среды, получение указанной текучей среды, получение стабилизирующего эмульсию агента, включающего первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения, и объединение маслянистой текучей среды, текучей среды и стабилизирующего агента с формированием композиции. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - улучшение стабильности эмульсии и снижение количества стабилизирующего агента. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкие и сверхвязкие нефти. Технический результат - повышение коэффициента нефтеотдачи пласта и темпов отбора нефти за счет увеличения охвата пласта воздействием и увеличения коэффициента нефтеизвлечения. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает вскрытие залежи вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину и циклически через добывающие, отбор продукции через добывающие скважины после прекращения закачки теплоносителя и выдержки, перевод под закачку теплоносителя следующей добывающей скважины. Вскрытие залежи и закачку теплоносителя осуществляют в нефтеносный пласт, очередность перевода добывающих скважин под закачку теплоносителя определяют по наименьшей производительности по нефти и забойной температуре. На первом этапе осуществляют дренирование призабойных зон скважин, заключающееся в чередующихся операциях по закачке теплоносителя - пара, выдержке и отборе продукции. На втором этапе в нагнетательные скважины закачивают теплоноситель - горячую воду, с температурой 60-100°C и периодически растворитель в количестве 0,1-1% от объема закаченной горячей воды с поверхностно-активным веществом в количестве 0,1-2% от объема растворителя, в добывающие скважины в первом цикле закачивают горячую воду в объеме, равном объему отобранной жидкости после последней паротепловой обработки, а объемы последующих закачек равны объемам отобранной жидкости в предыдущих циклах, перед нагнетанием горячей воды в добывающие скважины в каждом цикле производят закачку оторочки растворителя с поверхностно-активным веществом в количестве 0,1-2% от объема растворителя, объем оторочки растворителя рассчитывают. В качестве растворителя применяют жидкую фракцию пиролиза автомобильных шин. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки в условиях пластовых вод различной минерализации. В способе разработки нефтяных месторождений, включающем закачивание оторочки биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и углеводородного растворителя, предварительно закачивают алюмосиликатную композицию на основе 11%-ного раствора соляной кислоты, оторочка дополнительно содержит нефть и пластовую воду, а в качестве растворителя - изооктан, причем оторочка содержит, %: пластовая вода 54-88, биоПАВ КШАС-М 1-2, изооктан 1-4, нефть 10-40. 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземных пластов. Водная композиция, включающая смесь воды, приблизительно 0,05-10 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одного водорастворимого блок-сополимера, содержащего: по меньшей мере, один блок, являющийся водорастворимым по природе, включающий, по меньшей мере, 34% по массе гидрофильных звеньев относительно общего количества звеньев водорастворимого блока и содержащий гидрофобные звенья, и, по меньшей мере, один гидрофобный блок, содержащий, по меньшей мере, 67% по массе гидрофобных звеньев отосительно общего количества звеньев гидрофобного блока, приблизительно 0,01-10 масс.% от общей массы неионогенного поверхностно-активного вещества, со значением ГЛБ от 1 до 12, и приблизительно 0,1-20 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одной неорганической соли. Способ извлечений углеводородов из подземных пластов, включающий введение в пласт водного флюида, включающего указанную выше композицию. Способ создания трещин в подземном пласте, окружающем ствол скважины, включающий стадию введения в скважину флюида для гидравлического разрыва, включающего указанную выше композицию. Технический результат - сохранение вязкости водных растворов. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к биоцидным композициям для водных текучих средств, применяемых в нефте- и газопромысловых операциях. Композиция водной текучей среды для обработки скважин с биоцидной активностью содержит полимер или сополимер для модификации вязкости текучей среды, монокарбоновую перкислоту в антимикробном количестве, составляющем от приблизительно 1 части на миллион до приблизительно 1000 частей на миллион, и пероксид водорода в концентрации меньше, чем концентрация перкислоты, в водной среде. Указанная выше композиция, где полимер или сополимер, понижающий вязкость текучей среды, снижающий трение, или повышающий вязкость, а кислота - перуксусная. Способ обеспечения биоцидной активности в текучей среде для обработки скважин, включающий введение в текучую среду для обработки скважин указанной выше композиции, содержащей полимер или сополимер для модификации вязкости, и направление этой среды в подземную среду. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - обеспечение высокой эффективности уничтожения микроорганизмов без ухудшения модифицирующих вязкость свойств. 4 н. и 22 з.п. ф-лы, 2 пр., 3 табл.
Наверх