Способ добычи вязкой нефти


 


Владельцы патента RU 2522690:

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой нефти. В способе добычи вязкой нефти предварительно в призабойную зону пласта для формирования на забое катализаторной подушки с проницаемостью не ниже проницаемости призабойной зоны пласта закачивают водную суспензию глинистого бурового шлама, содержащего глинистые частицы - катализатор разложения пероксида водорода и частицы песка, обеспечивающие проницаемость катализаторной подушки, или водную суспензию смеси катализатора разложения пероксида водорода - порошка оксида двух- или трех-, или четырехвалентного металла и песка или пропанта. Затем последовательно производят закачку в пласт 10-40%-ного по массе раствора пероксида водорода, буфера воды и раствора неионогенного поверхностно-активного вещества - деэмульгатора. Затем осуществляют подачу воды из системы поддержания пластового давления и откачку нефти. 2 табл., 4 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки запасов вязкой и тяжелой нефти термохимическими методами.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий создание в пласте тепловой оторочки с целью нагрева призабойной зоны пласта до температуры окисления нефти с последующей закачкой смеси воды и воздуха (SU 329306, 1972).

Недостатками способа являются сложность в осуществлении, неприменимость в условиях глубокозалегающих пластов, неэффективность, связанная с быстрым прорывом газа к забою добывающих скважин.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение дополнительных горизонтальных стволов между вертикальными добывающими скважинами, в одну из которых осуществляют закачку в пласт 18-50% раствора перекиси водорода со стабилизатором, в качестве которого используется крахмал, а в другую горизонтальную скважину подают 5% раствор перманганата натрия, после чего раствор пероксида водорода и перманганата натрия продавливают водой в пласт, после чего осуществляют технологическую выдержку, в ходе которой добывают нефть за счет давления продуктов реакции, после чего дополнительно вытесняют нефть путем закачивания в пласт воды (RU 2278250, 2006).

Известный способ имеет следующие недостатки: требует значительного дополнительного бурения, неприменим для добычи вязкой нефти, малоэффективен из-за значительного технологического перерыва.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины на основе перекиси водорода: производят закачку 40-55% раствора пероксида водорода с добавкой вещества, оказывающего благотворное действие на пласт, причем закачивание осуществляют через катализатор, размешенный в фильтре на хвостовике насосно-компрессорных труб (заявка RU 2004100605, 2005).

Данный способ не позволяет применять его для добычи тяжелой и вязкой нефти, т.к. при разложении концентрированного раствора пероксида водорода образуется нагретая до высокой температуры водогазовая агрессивная смесь, которая быстро разрушит подземное оборудование и может оказать отрицательное влияние на устойчивость нижней части эксплуатационной колонны. Поэтому согласно данному способу в призабойную зону можно закачать только небольшой объем раствора пероксида водорода, что недостаточно для добычи нефти.

Также известен способ добычи вязкой нефти из геологических резервуаров с использованием пероксида водорода, согласно которому в пласт закачивается раствор пероксида водорода, в который вводят замедлитель (кислота), чтобы реагент достиг частей пласта, содержащих нефть (US 4867238, 1989).

Недостатками способа являются невозможность точного определения глубины, на которую необходимо доставить реагент, и неуправляемость процесса разложения реагента в пласте, т.к. растворение в кислоте железной окалины и компонентов породы может вызвать неконтролируемое разложение пероксида водорода.

Известен способ добычи вязкой нефти, включающий термохимическую обработку призабойной зоны скважины с использованием перекиси водорода, предусматривающий закачку в пласт раствора перекиси водорода и технологическую выдержку для распада перекиси водорода с последующим пуском скважины в эксплуатацию (Бейлин Дж.Х. Новая методика тепловой обработки призабойной зоны скважин с использованием перекиси водорода. - Нефтегазовые технологии, 1998, №5-6, с.52-54).

Применение термохимического метода позволяет создать источник тепла, необходимый для придания подвижности вязкой нефти, непосредственно в пласте и/или на забое скважины. За счет генерирования тепла непосредственно в пласте и/или на забое скважины значительно снижаются непроизводительные потери тепла в стволе скважины, исчезает необходимость в значительной поверхностной инфраструктуре (парогенераторах, подогревателях для воды и т.п.), что позволяет применять способ в условиях глубоко залегающих пластов и месторождений, интервалы которых включают многолетние мерзлотные породы.

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность, обусловленная как длительной остановкой скважины на технологическую выдержку, так и отсутствием контроля за процессом разложения пероксида водорода.

Кроме того, как известно, в пласте и призабойной зоне пласта содержится большое количество твердых веществ (минералов, железной окалины и т.п.) природного и техногенного происхождения, являющихся эффективными катализаторами разложения пероксида водорода. Остаточная нефть может легко вступать в реакцию с пероксидом водорода и кислородом с выделением большого количества тепла. Так как нет точной информации о составе минералов и веществ на забое и в призабойной зоне пласта, то процессы разложения пероксида водорода и реакция окисления нефти являются неуправляемыми и их неконтролируемое развитие может привести к серьезным осложнениям при добыче нефти. Высокоэкзотермические процессы разложения пероксида водорода и окисления нефти могут привести в условиях ограниченного теплоотвода к поджигу пласта, что недопустимо.

Более близким к изобретению является способ термического воздействия на нефтесодержащие и/или керогеносодержащие пласты с высоковязкой и тяжелой нефтью (RU 2447276, 2012). Согласно данному способу рабочий агент - парогазокаталитическую смесь, образованную при сжигании в каталитическом реакторе жидкой или газообразной углеродсодержащей топливной смеси за счет экзотермической реакции каталитического беспламенного окисления жидких или газообразных углеродсодержащих топливных смесей, подают под давлением в нефтесодержащие и/или керогеносодержащие пласты. Полученный при этом продукт смешивают с обогатительной смесью, содержащей катализатор для обеспечения внутрипластового термопарогазокаталитического воздействия на продуктивный пласт. Жидкая топливная смесь состоит предпочтительно из воды, метанола и перекиси водорода, при этом в качестве обогатительной смеси для получения рабочего агента используют газообразную смесь, включающую углекислый газ и азот. Газообразная топливная смесь состоит предпочтительно из метана и воздуха, при этом в качестве обогатительной смеси для получения рабочего агента используют смесь, включающую воду, азот и углекислый газ. Катализатор для обеспечения внутрипластового термопарогазокаталитического воздействия на продуктивный пласт содержит наноразмерные частицы предпочтительно благородных металлов или оксидов переходных металлов, выбранных из группы, включающей золото, платину, палладий, серебро, рутений, медь, кобальт, железо, марганец, кадмий, никель, ванадий или их комбинации.

Недостатки указанного способа заключаются в следующем. Способ требует использования сложного подземного и надземного оборудования, подачи с поверхности большого объема дорогостоящих реагентов, газов и жидкостей, включая наночастицы благородных металлов или оксидов металлов. Осуществление способа получения термопарогазокаталитического флюида приводит к разрушению прискважинной зоны пласта и самой скважины из-за высокой температуры, т.е. происходит создание аварийной ситуации. Окислительные процессы в генераторе сопровождаются образованием сажи, способной полностью прекратить поступление флюидов в пласт, что наблюдается при работе всех забойных парогазогенераторов с использованием процессов горения. Образующийся флюид содержит в своем составе много азота (инертной составляющей воздуха), что приводит к преждевременному прорыву флюида к добывающим скважинам и снижению эффекта от воздействия. Высокие затраты на оборудование и реагенты, непродолжительность воздействия при применении способа не позволяют достичь эффективности при добыче вязкой нефти.

Задачей изобретения является разработка способа добычи вязкой нефти, обеспечивающего повышение эффективности добычи вязкой нефти.

Поставленная задача достигается тем, что в способе добычи вязкой нефти предварительно в призабойную зону пласта для формирования на забое катализаторной подушки с проницаемостью не ниже проницаемости призабойной зоны пласта закачивают глинистый буровой шлам, содержащий глинистые частицы - катализатор разложения пероксида водорода и частицы песка, обеспечивающие проницаемость катализаторной подушки, или суспензию смеси катализатора разложения пероксида водорода - порошка оксидов двух-, трех- и четырехвалентного металла и песка или пропанта, затем последовательно производят закачку в пласт 10-40%-ного (масс.) раствора пероксида водорода, буфера воды и раствора неионогенного поверхностно-активного вещества - деэмульгатора, после чего осуществляют подачу воды из системы поддержания пластового давления и откачку нефти.

Достигаемый технический результат заключается в том, что создание катализаторной подушки обеспечивает разделение экзотермических процессов разложения пероксида водорода и окисления нефти, при этом процесс разложения пероксида водорода локализуется в призабойной зоне пласта, вследствие чего процесс окисления нефти происходит в удаленной от прискважинной зоны пласта области и/или непосредственно в пласте.

Способ осуществляют следующим образом.

Предварительно в ближайшую к забою область прискважинной зоны пласта закачивают порошкообразный катализатор в виде водной суспензии для создания на забое катализаторной подушки. После чего производят закачку в пласт 10-40%-ного (масс.) раствора пероксида водорода. Сформированная катализаторная подушка быстро и эффективно разлагает пероксид водорода. При этом образующееся тепло и водогазовая смесь будут продвигаться в пласт в результате поступления в область с твердым катализатором новых доз раствора пероксида водорода и затем воды. Температуру образующейся в призабойной зоне пласта водогазовой смеси можно регулировать, меняя концентрацию пероксида водорода.

После закачки пероксида водорода производят закачку буфера воды и раствора деэмульгатора, а затем осуществляют подачу воды из системы поддержания пластового давления и добычу нефти из нефтяных скважин.

В качестве катализатора можно использовать глинистый буровой шлам, полученный в результате разбуривания интервалов глинистых пород. Буровой шлам содержит кроме глинистых частиц, обладающих каталитическим воздействием на процесс разложения пероксида водорода, еще и частицы песка, обеспечивающие проницаемость катализаторной подушки для воды, газов и раствора пероксида водорода.

Эффективными катализаторами разложения пероксида водорода являются, например, пиролюзит (оксид марганца IV), являющийся отходом витаминной промышленности, а также оксиды двух-, трех- и четырехвалентного железа.

Катализаторная подушка должна обладать не только высокой эффективностью для разложения пероксида водорода, но и высокой проницаемостью, чтобы закачивание состава в пласт происходило с большой скоростью, что обеспечивается хорошей проницаемостью катализаторной подушки. Проницаемость катализаторной подушки должна быть не ниже средней проницаемости призабойной зоны пласта. Для того чтобы получить катализаторную подушку необходимой проницаемости, к ней добавляют песок или пропант для обеспечения требуемой проницаемости.

Порошкообразный катализатор в смеси с песком или пропантом закачивается в призабойную зону в виде суспензии в закачиваемой воде.

Целесообразно использовать технический пероксид водорода с концентрацией не выше 50% масс. Использование более концентрированного раствора не рекомендуется по соображениям безопасности. Для закачивания используют раствор пероксида водорода с концентрацией от 10 до 40% (масс.), которые готовят из более концентрированных растворов путем разбавления водой, не содержащей солей тяжелых металлов.

Используемый в заявляемом изобретении реагент - пероксид водорода - является высокореакционным соединением, способным быстро разлагаться с выделением большого количества тепла и кислорода, который является эффективным окислителем. Опыт исследований показывает, что многие вещества и особенно твердые поверхности являются эффективными катализаторами экзотермического разложения пероксида водорода. Кислород является высокоэффективным окислителем нефти, причем реакция сопровождается большим выделением тепла (70-100 ккал/моль поглощенного кислорода).

В пласте и призабойной зоне пласта содержится большое количество твердых веществ (минералов, железной окалины и т.п.) природного и техногенного происхождения, являющихся эффективными катализаторами разложения пероксида водорода. Остаточная нефть может легко вступать в реакцию с пероксидом водорода и кислородом с выделением большого количества тепла. Так как невозможно точно знать состав минералов и веществ на забое и в призабойной зоне пласта, то процессы разложения пероксида водорода и реакция окисления нефти являются неуправляемыми, их неконтролируемое развитие может привести к серьезным осложнениям при добыче нефти. Высокоэкзотермические процессы разложения пероксида водорода и окисления нефти могут привести в условиях ограниченного теплоотвода к поджигу пласта, что недопустимо.

Разделение процессов разложения пероксида водорода и окисления нефти делает процесс воздействия регулируемым и управляемым, позволяет избежать чрезмерного разогрева призабойной зоны пласта и связанных с этим процессов разрушения породы и повреждения подземного оборудования. Перегрев призабойной зоны будет также приводить к непроизводительной потери тепла в выше и ниже лежащие интервалы пласта, не содержащие нефти.

Основным продуктом окисления нефти являются органические кислоты, являющиеся эффективными эмульгаторами для обратных эмульсий. Образование стабильных обратных эмульсий вызывает осложнения при добыче нефти, связанные со снижением приемистости нагнетательных скважин, ухудшению охвата пласта заводнением, что отрицательно скажется на эффективности процесса вытеснения нефти из пласта.

Закачка в пласт раствора деэмульгатора после раствора пероксида водорода способствует разрушению обратных эмульсий в пласте. В качестве деэмульгатора могут быть использованы неионогенные водорастворимые поверхностно активные вещества типа Неонол АФ9-12, Нефтенол МЛ, Нефтенол ВВД, поверхностно-активное вещество «Нежеголь» и другие.

Буфер воды, закачиваемый перед раствором деэмульгатора, обеспечивает охлаждение призабойной зоны и, таким образом, предотвращает разрушение эмульгатора.

Использование совокупности описываемых признаков приводит к неожиданному результату - увеличению глубины проникновения окислителя в пласт, что обеспечивает увеличение глубины обработки и позволяет процессу окисления нефти протекать в удаленной от прискважинной зоны пласта области и/или непосредственно в пласте и, как следствие, приводит к повышению степени извлечения вязкой нефти.

В нижеприведенной таблице 1 приведена оценка температуры водогазовой смеси, поступающей в пласт после полного разложения пероксида водорода. Оценка была проведена исходя из теплового эффекта реакции разложения, равного 22,6 ккал/моль, средней теплоемкости реакционной смеси 1 кал/г·К и исходной температуры раствора, равной 20°C.

Таблица 1
Концентрация пероксида водорода, % масс. Температура водогазовой смеси, °C
5 53
10 86
15 120
20 153
25 186
30 219
35 253
40 286
50 314

При концентрации пероксида водорода, равной и выше 10% масс., температура смеси достаточна для начала самопроизвольной реакции автоокисления нефти кислородом, которая сопровождается выделением 70-100 ккал/моль поглощенного кислорода. При концентрации пероксида водорода выше 40% масс. достигается температура, при которой уже начинается термический крекинг углеводородов нефти.

Тепло, выделившееся в ходе реакции автоокисления остаточной нефти, позволит поддерживать высокую температуры воды и компенсировать потери тепла в выше и нижележащие горизонты, а также нагрев породы коллектора и пластовых флюидов.

Для продвижения тепловой оторочки в пласте и для более полного использования тепла процесса в пласт закачивают воду из системы поддержания пластового давления.

Сущность способа иллюстрируется следующими примерами.

Пример 1.

Проницаемость катализаторной подушки определяют экспериментально. Первоначально определяют проницаемость для воды пласта в зоне воздействия путем использования кернового материала месторождения.

Затем выбранный катализатор (например, Fe2O3) смешивают в различных весовых отношениях с выбранным для этого песком или пропантом, набивают этой смесью корпуса моделей пласта, насыщают водой и измеряют проницаемость по воде стандартными методами. Затем по результатам исследования выбирают состав, имеющий проницаемость выше, чем проницаемость призабойной зоны пласта.

Полученные при этом данные приведены в таблице 2.

Средняя проницаемость призабойной зоны пласта месторождения составляет 0,85 мкм2. Приведенные ниже данные показывают, что для создания катализаторной подушки может быть использована смесь, состоящая из 30% масс. катализатора и 70% масс. речного песка фракции менее 0,5 мм.

Таблица 2
Наименование Состав смеси, % масс Проницаемость по воде, мкм2
Катализатор Речной песок фракции менее 0,5 мм
Смесь катализатора и песка 0 100 10,2
20 80 2,4
30 70 1,5
40 60 0,67
Средняя проницаемость призабойной зоны месторождения 0,85

Пример 2.

В пласт с вязкой нефтью закачивают 15 т 10%-ной (масс.) суспензии глинистого бурового шлама для создания катализаторной подушки и буфер воды. После этого в скважину закачивают 600 т 30%-ного (масс.) пероксида водорода и затем закачивают буфер из 100 м3 воды из системы поддержания пластового давления (ППД), 100 м3 0,1%-ного (масс.) раствора Неонола АФ9-12 в закачиваемой воде и продолжают закачивать воду из системы поддержания пластовой воды. Из добывающих скважин участка добывают нефть. В результате воздействия добывают 9720 т нефти. Технологическая эффективность составляет 54 т нефти на 1 т 100%-ного пероксида водорода.

Пример 3

В пласт с вязкой нефтью закачивают 20 т суспензии, содержащей 5% масс. реагента ЖС-7 (порошок оксида трехвалентного железа) и 5% масс. речного песка фракции менее 0,5 мм, для создания в призабойной зоне пласта слоя твердого катализатора и буфер воды. После этого в скважину закачивают 700 т 30%-ного (масс.) пероксида водорода и затем закачивают буфер из 100 м3 воды из системы поддержания пластового давления (ППД), 100 м3 0,1%-ного (масс.) раствора Нефтенола ВВД в закачиваемой воде и продолжают закачивать воду из системы поддержания пластовой воды. Из добывающих скважин участка добывают нефть. В результате воздействия добывают 11500 т нефти. Технологическая эффективность составляет 54,7 т нефти на 1 т 100% масс. пероксида водорода.

Пример 4

В пласт с вязкой нефтью закачивают 20 т суспензии, содержащей 5% реагента ЖС-7 (порошок оксида трехвалентного железа) и 5% речного песка фракции менее 0,5 мм, для создания в призабойной зоне пласта слоя твердого катализатора и буфер воды. После этого в скважину закачивают 800 т 30%-ного (масс.) пероксида водорода и затем закачивают буфер из 100 м3 воды из системы поддержания пластового давления (ППД), 100 м3 0,1%-ного (масс.) раствора Неонола АФ9-12 в закачиваемой воде и продолжают закачивать воду из системы поддержания пластовой воды. Из добывающих скважин участка добывают нефть. В результате воздействия добывают 12600 т нефти. Технологическая эффективность составляет 52,5 т нефти на 1 т 100% пероксида водорода.

По известному способу технологическая эффективность составляет 4 т нефти на 1 т реагентов.

Таким образом, по сравнению с известным заявляемый способ имеет более высокую эффективность.

Применение предлагаемого способа позволяет разрабатывать запасы вязкой и тяжелой нефти из глубокозалегающих пластов, т.е. в тех случаях, когда традиционные тепловые методы, основанные на подаче теплоносителей с поверхности, неэффективны.

Способ добычи вязкой нефти, заключающийся в том, что предварительно в призабойную зону пласта для формирования на забое катализаторной подушки с проницаемостью не ниже проницаемости призабойной зоны пласта закачивают водную суспензию глинистого бурового шлама, содержащего глинистые частицы - катализатор разложения пероксида водорода и частицы песка, обеспечивающие проницаемость катализаторной подушки, или водную суспензию смеси катализатора разложения пероксида водорода - порошка оксида двух- или трех-, или четырехвалентного металла и песка или пропанта, затем последовательно производят закачку в пласт 10-40%-ного раствора пероксида водорода, буфера воды и раствора неионогенного поверхностно-активного вещества - деэмульгатора, после чего осуществляют подачу воды из системы поддержания пластового давления и откачку нефти.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума при наличии водонефтяных зон или водонефтяного контакта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, преимущественно к добыче вязкой и сверхвязкой нефти, а также может быть использовано для интенсификации добычи нефти, осложненной вязкими составляющими и отложениями.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мощных пластов с высоковязкими нефтями. Обеспечивает повышение нефтеотдачи в мощных неоднородных пластах с высоковязкими нефтями.

Изобретение относится к системам и способам для обработки подземного пласта. Система термической обработки in situ для добычи углеводородов из подземного пласта, содержит саморегулирующийся ядерный реактор; систему труб, по меньшей мере, частично расположенную в активной зоне саморегулирующегося ядерного реактора, с первым теплоносителем, циркулирующим через систему труб и теплообменник.

Группа изобретений относится к способам и системам, предназначенным для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов. Система тепловой обработки внутри пласта для добычи углеводородов из подземного пласта содержит саморегулирующийся ядерный реактор, трубопровод, по меньшей мере, частично расположенный в активной зоне саморегулирующегося ядерного реактора, с первой теплообменной средой, циркулирующей через трубопровод, и теплообменник, через который проходит указанная первая теплообменная среда и нагревает вторую теплообменную среду.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки месторождений. Обеспечивает наиболее полное извлечение из месторождений высоковязких и других нефтей, битумов, сланцевых нефтей, газоконденсатов, сланцевых и природных газов, а также для газификации углей и разработки других полезных ископаемых.

Изобретение относится к горному делу и может применяться для разработки газогидратных залежей, тепловой обработки призабойной зоны скважины и восстановления гидравлической связи пласта со скважиной.

Изобретение относится к нефтяной промышленности - области добычи нефти тепловыми методами и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти или битума из вертикальной скважины с применением метода парогравитационного дренажа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти, совпадающими полностью или частично в структурном плане.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения параметров мелкодисперсной водогазовой смеси перед закачкой в пласт.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин, пробуренных в залежи битумов и разрабатываемых термическим методом.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении и оценке эффективности растворителей для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, образующихся на поверхностях технологического оборудования, используемого при добыче, транспортировке и хранении нефти.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Способ включает стадию вибросейсмического воздействия на пласт с помощью генератора упругих волн.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин, повышение эффективности охвата пласта воздействием, расширение технологических возможностей способа.

Изобретение относится к бурению нефтяных скважин. Способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) включает в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, в котором добавка к буровому раствору включает в себя продукт реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что добавка не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта.

Изобретение относится к консолидации жидкостных стадий и применимо в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину. Способ поддержания консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину, содержащей контактирующую жидкость иного характера, прилегающую к жидкостной стадии, включает подмешивание твердых частиц по меньшей мере к жидкостной стадии или к соседней контактирующей жидкости в количестве, при котором между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости, и закачивание жидкостной системы в ствол скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки пласта за счет предварительной очистки и промывки призабойной зоны скважины углеводородным растворителем с последующей обработкой раствором соляной кислоты в пульсирующем режиме с короткими по времени импульсами с увеличением объема, что при последующей разработке пласта позволит повысить продуктивность пласта, упрощение технологического процесса, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта.

Изобретение относится к способам обработки подземной формации с использованием сшитых полимеров. Способ обработки подземной формации, пронизанной буровой скважиной, включает введение обрабатывающей текучей среды в буровую скважину, сшивание гидратируемого полимера для повышения вязкости обрабатывающей текучей среды по меньшей мере для части вводимой таковой и сверхсшивание сшитого полимера для замедленного разрушения структуры обрабатывающей текучей среды.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид является жидкостью-носителем на водной основе, содержащим первый и второй гидрофобные зернистые материалы - частицы, суспендированные в нем, где первые частицы имеют больший удельный вес, чем вторые, и флюид содержит газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты. Способ доставки зернистого материала под землю, включающий подачу указанного выше флюида так, что агломераты из частиц, удерживаемых газом, находятся ниже грунта. Способ гидравлического разрыва подземного газонефтеносного пласта включает доставку указанного выше флюида к трещине и подачу его в трещину так, что агломераты из частиц, удерживаемые газом, находятся в трещине. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - облегчение транспортирования и размещения зернистых материалов в трещине гидравлического разрыва или гравийной набивке. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 5 табл., 8 пр., 6 ил.
Наверх