Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов с карбонатным коллектором. Технический результат - повышение нефтевытесняющих свойств состава, увеличение проницаемости карбонатного коллектора пласта как с высокой пластовой температурой или при паротепловом воздействии, так и с низкой пластовой температурой. Состав для повышения нефтеотдачи пластов содержит комплексное поверхностно-активное вещество ПАВ нефтенол ВВД или неионогенное ПАВ - АФ9-12 или NP-40, или NP-50, или смесь неионогенного ПАВ - АФ9-12 или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфанола, или NPS-6, карбамид, воду, сухокислотный реагент нетрол, % мас.: нефтенол ВВД 1,0-5,0, карбамид 8,0-20,0, нетрол 5,0-10,0, воду остальное или указанное неионогенное ПАВ 1,0-2,0, карбамид 8,0-20,0, нетрол 5,0-10,0, воду остальное, или указанное неионогенное ПАВ 1,0-2,0, указанное анионактивное ПАВ 0,5-1,0, карбамид 8,0-20,0, нетрол 5,0-10,0, воду остальное. 8 пр., 1 табл., 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов с карбонатным коллектором.

Известны составы для кислотной обработки призабойной зоны карбонатного коллектора на основе соляной кислоты (RU, пат. 2100587, E21B 43/27, 1997; пат. 2106487, E21B 43/27, 1998; пат. 2110679, E21B 43/27, 1998; пат. 2204708, E21B 43/27, 2003; пат. 2293101, E21B 43/27, 2007), содержащие поверхностно-активные вещества. Недостатками этих составов являются низкие вытесняющие свойства и высокая скорость растворения карбонатов при высоких температурах, что снижает глубину обработки пласта. Кроме того, при использовании жидких кислотных составов возникают проблемы с приготовлением составов и дополнительные расходы при транспортировке и хранении данных составов.

Известны составы, приготовленные на твердой основе для кислотной обработки призабойной зоны пласта (RU, пат. 2257467, E21B 43/27, 2005). Твердая основа для кислотной обработки пласта включает кислотный реагент - продукт взаимодействия азотной кислоты с карбамидом «нетрол», растворяющий компоненты карбонатных пород с увеличением их проницаемости и характеризующийся замедленной скоростью реакции с карбонатами в условиях повышенных пластовых температур. Однако состав имеет низкую нефтевытесняющую способность.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является состав на основе карбамида для увеличения эффективности паротеплового воздействия на пласт высоковязкой нефти (RU, пат. 2361074, E21B 43/24, 2009), содержащий ПАВ, аммиачную селитру, аммоний роданистый и воду. При высоких пластовых температурах или при паротепловом воздействии под действием температуры происходит гидролиз карбамида, сопровождающийся выделением углекислого газа и образованием щелочной аммиачной буферной системы. Углекислый газ, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость. Аммиачная щелочная буферная система благодаря своей щелочности, pH 9÷10.5, и присутствию ПАВ создает оптимальные условия для нефтевытеснения. Известный состав обладает хорошими нефтеотмывающими свойствами, однако недостаточно эффективен для карбонатных коллекторов с низкой проницаемостью из-за низкой подвижности флюидов. К тому же этот состав можно использовать только для пластов с высокой пластовой температурой или при паротепловом воздействии.

Задачей предлагаемого изобретения является создание состава для повышения нефтеотдачи пластов с карбонатным коллектором, позволяющего повысить эффективность нефтевытеснения не только за счет нефтевытесняющих свойств состава, но и за счет увеличения проницаемости карбонатного коллектора пласта как с высокой пластовой температурой или при паротепловом воздействии, так и с низкой пластовой температурой.

Технический результат достигается тем, что в состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий комплексное поверхностно-активное вещество ПАВ нефтенол ВВД, или неионогенное ПАВ - АФ9-12, или NP-40, или NP-50, или смесь неионогенного ПАВ - АФ9-12, или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфанола, или NPS-6, карбамид и воду, дополнительно вводят сухокислотный реагент нетрол, при следующих соотношениях компонентов, % мас.:

Нефтенол ВВД 1.0-5.0
Карбамид 8.0-20.0
Нетрол 5.0-10.0
Вода остальное

или

Неионогенное ПАВ 1.0-2.0
Карбамид 8.0-20.0
Нетрол 5.0-10.0
Вода остальное

или

Неионогенное ПАВ 1.0-2.0
Анионактивное ПАВ 0.5-1.0
Карбамид 8.0-20.0
Нетрол 5.0-10.0
Вода остальное

Заявляемый состав для повышения нефтеотдачи пластов совмещает эффективность состава для кислотной обработки карбонатных коллекторов с эффективностью нефтевытесняющего состава. При закачке в пласт состав, имеющий низкие значения pH от 0.75 до 1.1 (см. таблица), реагирует с карбонатным коллектором, растворяя его, увеличивает проницаемость карбонатного коллектора. К тому же при высокой температуре пласта или при паротепловом воздействии за счет гидролиза карбамида или при низкой температуре за счет нейтрализации нетрола карбонатной породой в пласте образуется щелочная буферная система, то есть непосредственно в пласте образуется раствор, содержащий ПАВ и щелочную аммиачную буферную систему. Как и в прототипе, ПАВ совместно со щелочной буферной системой способствует деструктурированию, разжижению межфазных высоковязких слоев или пленок, образующихся на границах нефть-вода-порода, ухудшающих фильтрацию жидкостей в пласте и снижающих полноту извлечения нефти. Образующийся в пласте за счет гидролиза карбамида и нейтрализации карбонатной породы углекислый газ вызывает снижение вязкости нефти, что вызывает благоприятное изменение соотношения подвижностей нефти и водной фазы. Предлагаемый состав для повышения нефтеотдачи пластов готовят простым смешением компонентов в указанных соотношениях при комнатной температуре.

pH составов до и после опыта определяли потенциометрическим методом с применением стеклянного электрода.

Растворяющую способность предлагаемых составов по отношению к карбонатным породам определяли по скорости реакции состава с мрамором гравиметрическим методом. Определяли массу и площадь поверхности кусков мрамора, помещали их в бюксы в испытуемые составы и состав-прототип, содержащий 2.0% мас. нефтенола ВВД, 16.0% маc. аммиачной селитры, 32.0% маc. карбамида и 50.0% маc. воды, при 23°C на 16 часов и при 100°C на 7 часов. Затем после опыта куски мрамора промывали и после просушки взвешивали. Оценку скорости реакции состава с мрамором рассчитывали по формуле:

Vp=(m0-m)/(S·τ);

где Vp - скорость реакции состава, г/м2·ч;

m0 - масса кубика до проведения опыта, г;

m - масса куска мрамора после проведения опыта, г;

S - площадь куска, м2;

τ - время опыта, ч.

Результаты испытаний приведены в таблице.

Методика исследования влияния на вязкость нефти углекислого газа, образующегося при гидролизе карбамида и при нейтрализации карбонатной породы (мрамора) нетролом, входящими в предлагаемый состав, состояла в следующем. В герметичную ячейку объемом 150 мл помещали систему нефть - состав, содержащий 2.0% мас. нефтенола ВВД, 16.0% маc. аммиачной селитры, 32.0% мас. карбамида и 50.0% мас. воды (прототип), или нефть - предлагаемый состав, содержащий 2.0% мам. нефтенола ВВД, 9.0% мас. нетрола, 9.0% мас. карбамида и 80.0% мас. воды (состав 1 в таблице) в количестве 120 г, при соотношении 2:1, или нефть - предлагаемый состав (состав 1) - дробленый мрамор в количестве 120 г, при соотношении 1:1:1. Систему термостатировали в воздушном термостате при температуре 150°C в течение 24 часов. После охлаждения с помощью вибрационного вискозиметра «Реокинетика» с камертонным датчиком измеряли вязкость нефтяной фазы этой системы. Измерения проводили при 20°C, при атмосферном давлении в открытых ячейках. В качестве калибровочной жидкости использовали дистиллированную воду. Результаты исследований приведены на фиг.1.

Приводим примеры конкретных составов.

Пример 1. К 800.0 г пресной воды добавляют 20.0 г нефтенола ВВД, 90.0 г нетрола и 90.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. нефтенола ВВД, 9.0% мас. нетрола, 9.0% мас. карбамида и 80.0% мас. воды. Исследовали изменение вязкости нефти Усинского месторождения после термостатирования при 150°C в течение 24 часов с полученным составом, растворяющую способность состава по отношению к карбонатной породе (мрамору). Скорость растворения мрамора при 100°C составляет 92.5 г/м2·ч (прототип - 1.28 г/м2·ч). Результаты исследований приведены в таблице и фиг.1.

Пример 2. 10.0 г неонола АФ9-12, 5.0 г волгоната, 50.0 г нетрола и 100.0 г карбамида растворяют в 835.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. неонола АФ9-12, 0.5% мас. волгоната, 5.0% мас. нетрола, 10.0% мас. карбамида и 83.5% мас. воды. Скорость растворения мрамора при 100°C составляет 62.3 г/м2·ч (прототип - 1.28 г/м2·ч). Результаты исследований приведены в таблице.

Пример 3. К 700.0 г пресной воды добавляют 50.0 г нефтенола ВВД, 100.0 г нетрола и 150.0 г карбамида. После перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 5.0% мас. нефтенола ВВД, 10.0% мас. нетрола, 15.0% мас. карбамида и 70.0% мас. воды. Исследовали растворяющую способность состава по отношению к карбонатной породе (мрамору). Скорость растворения мрамора при 100°C составляет 114.3 г/м2·ч (прототип - 1.28 г/м2·ч). Результаты исследований приведены в таблице

Пример 4. 10.0 г неонола АФ9-12, 5.0 г сульфонола, 100.0 г нетрола и 100.0 г карбамида растворяют в 785.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. неонола АФ9-12, 0.5% мас. сульфонола, 10.0% мас. нетрола, 10.0% мас. карбамида и 78.5% мас. воды. Скорость растворения мрамора при 100°C составляет 129.7 г/м2·ч (прототип - 1.28 г/м2·ч). Исследовали влияние закачки полученного состава на фильтрационные характеристики (подвижность) и вытеснение нефти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения из неоднородной модели пласта при 150°C. Результаты исследований приведены в таблице и фиг.2.

Пример 5. К 820.0 г пресной воды добавляют 10.0 г нефтенола ВВД, 90.0 г нетрола и 80.0 г карбамида. После перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. нефтенола ВВД, 9.0% мас. нетрола, 8.0% мас. карбамида и 82.0% мас. воды. Скорость растворения мрамора при 23°C составляет 76.39 г/м2·ч (прототип - 1.25 г/м2·ч). Результаты исследований приведены в таблице.

Пример 6. 20.0 г неонола АФ9-12, 10.0 г волгоната, 50.0 г нетрола и 100.0 г карбамида растворяют в 820.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. неонола АФ9-12, 1.0% мас. волгоната, 5.0% мас. нетрола, 10.0% мас. карбамида и 82.0% мас. воды. Исследовали растворяющую способность состава по отношению к карбонатной породе (мрамору). Скорость растворения мрамора при 23°C составляет 44.5 г/м2·ч (прототип - 1.25 г/м2·ч). Результаты исследований приведены в таблице.

Пример 7. К 680.0 г пресной воды добавляют 20.0 г нефтенола ВВД, 100.0 г нетрола и 200.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получили 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. нефтенола ВВД, 10.0% мас. нетрола, 20.0% мас. карбамида и 68.0% мас. воды. Скорость растворения мрамора при 23°C составляет 84.0 г/м2·ч (прототип - 1.25 г/м2·ч). Результаты исследований приведены в таблице.

Пример 8. 15.0 г неонола АФ9-12, 90.0 г нетрола и 90.0 г карбамида растворяют в 805.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.5% мас. неонола АФ9-12, 9.0% мас. нетрола, 9.0% мас. карбамида и 80.5% мас. воды. Скорость растворения мрамора при 23°C составляет 87.9 г/м2·ч (прототип - 1.25 г/м2·ч). Исследовали влияние закачки полученного состава на фильтрационные характеристики (подвижность) и вытеснение нефти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения из неоднородной модели пласта при 30°C. Результаты исследований приведены в таблице и фиг.3.

Эффективность применения предлагаемого состава изучали на фильтрационной установке высокого давления в процессе доотмыва остаточной нефти из двух параллельных колонок с различной проницаемостью. Использовали насыпные модели пласта, приготовленные из дезинтегрированного кернового материала (мрамора), пресную воду и дегазированную нефть Усинского месторождения (термостабилизированная нефть с добавлением 30% керосина). При температуре 150°C в неоднородную нефтенасыщенную модель пласта с карбонатным коллектором с исходной газовой проницаемостью колонок 0.590 и 1.117 мкм после вытеснения нефти пресной водой осуществляют закачку первой порции предлагаемого состава (пример 4 в таблице), содержащего 1.0 мас.% неонола АФ9-12; 0.5 мас.% сульфонола: 10.0 мас.% нетрола и 10.0 мас.% карбамида, по полученным данным рассчитывали градиент давления grad Р, атм/м, подвижность жидкостей k/µ, мкм2/(мПа·с), абсолютный коэффициент вытеснения нефти водой и составом Кв, %, фиг.2. После закачки состава в модели пласта наблюдается увеличение подвижности жидкости в низкопроницаемой колонке в 2.6 раза, в высокопроницаемой - подвижность остается на том же уровне. Прирост коэффициента нефтевытеснения составляет по низкопроницаемой колонке 12.6%, по высокопроницаемой колонке 6.5%. После закачки второй порции состава прирост коэффициента нефтевытеснения по низкопроницаемой колонке составил 6.5%, по высокопроницаемой колонке - 5.0%. После закачки третьей порции состава прирост коэффициента нефтевытеснения по низкопроницаемой колонке составил 3.1%, по высокопроницаемой колонке дополнительно вытесненной нефти нет. После каждой закачки состава подвижность жидкости по низкопроницаемой колонке увеличивалась минимально на 25%, максимально в 5 раз, в конечном итоге в 2.2 раза. Подвижность жидкости по высокопроницаемой колонке увеличилась на 26%. В результате прирост коэффициента нефтевытеснения после трех закачек состава по низкопроницаемой колонке составил 22.1%, по высокопроницаемой колонке - 10.4%.

При температуре 30°C закачку предлагаемого состава (пример 8 в таблице), содержащего 1.5% неонола АФ9-12, 9.0% нетрола, 9.0% карбамида и 80.5% воды, проводили тремя порциями. При закачке первой порции - в условиях первичного вытеснения нефти из неоднородной модели пласта с исходной газопроницаемостью колонок: 1 колонка - 0.700 мкм, 2 - 3.591 мкм, в менее проницаемую и высокопроницаемую колонки вошло 0.416 и 0.619 поровых объема композиции соответственно. После закачки состава и прокачки 4.5 поровых объемов воды в высоко проницаемой колонке коэффициент вытеснения нефти составил 37.7%, а в менее проницаемой колонке 21.2%. Во время закачки второй порции в более низкопроницаемую колонку закачали 0.7 поровых объема состава и затем 6 поровых объемов воды (в обратном направлении). Коэффициент нефтевытеснения увеличился с 21.2 до 33.4%, прирост коэффициента вытеснения составил 12.2%. Закачка третьей порции состава и воды практически не привела к увеличению коэффициента нефтевытеснения. Вследствие увеличения проницаемости модели карбонатного коллектора в результате взаимодействия с составом после закачек состава подвижность жидкости увеличилась: в высокопроницаемой колонке на 60%, а в менее проницаемой колонке в 1.5-2 раза после каждой порции состава, фиг.3.

Таким образом, использование предлагаемого состава для повышения нефтеотдачи пластов позволяет совмещать эффективность состава для кислотной обработки карбонатных коллекторов с эффективностью нефтевытесняющего состава. Состав, имеющий низкие значения pH, реагирует с карбонатным коллектором, растворяя его, увеличивает проницаемость карбонатного коллектора. Растворяющая способность карбонатной породы, характеризующаяся в данном случае скоростью растворения карбонатной породы, увеличивается для высоких пластовых температур в 48-100 раз, для низких температур в 34-68 раз. Образующийся в пласте за счет гидролиза карбамида и нейтрализации карбонатной породы углекислый газ вызывает снижение вязкости нефти, что вызывает благоприятное изменение соотношения подвижностей нефти и водной фазы, вязкость нефти после термообработки с предлагаемым составом по сравнению с прототипом ниже в 1.5-2 раза. Кроме того, в пластовых условиях происходит образование раствора, содержащего ПАВ и щелочную аммиачную буферную систему. Все это обеспечивает увеличение прироста коэффициента нефтевытеснения.

Таблица
Вещества Концентрация, % мас. Температура, °С; (время опыта) pH, ед.pH Скорость
до опыта после опыта растворения мрамора,
г/м2·ч
1 нефтенол ВВД 2.0 100 0.84 6.06 92.5
нетрол 9.0 (7 час)
карбамид 9.0
вода 80.0
2 неонол АФ 9-12 1.0 100 1.07 8.23 62.3
волгонат 0.5 (7 час)
нетрол 5.0
карбамид 10.0
вода 83.5
3 нефтенол ВВД 5.0 100 1.02 7.78 114.3
нетрол 10.0 (7 час)
карбамид 15.0
вода 70.0
4 неонол АФ 9-12 1.0 100 0.75 6.02 129.7
сульфонол 0.5 (7 час)
нетрол 10.0
карбамид 10.0
вода 78.5
5 нефтенол ВВД 1.0 23 0.8 2.73 76.39
нетрол 9.0 (16 час)
карбамид 8.0
вода 82.0
6 неонол АФ 9-12 2.0 23 1.07 3.45 44.5
волгонат 1.0 (16 час)
нетрол 5.0
карбамид 10.0
вода 82.0
7 нефтенол ВВД 2.0 23 1.02 3.12 84.0
нетрол 10.0 (16 час)
карбамид 20.0
вода 68.0
8 неонол АФ 9-12 1.5 23 0.79 2.91 87.9
нетрол 9.0 (16 час)
карбамид 9.0
вода 80.5

Состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий комплексное поверхностно-активное вещество ПАВ нефтенол ВВД или неионогенное ПАВ - АФ9-12 или NP-40, или NP-50, или смесь неионогенного ПАВ - АФ9-12 или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфанола, или NPS-6, карбамид и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит сухокислотный реагент нетрол при следующих соотношениях компонентов, % мас.:

Нефтенол ВВД 1,0-5,0
Карбамид 8,0-20,0
Нетрол 5,0-10,0
Вода остальное

или
Неионогенное ПАВ 1,0-2,0
Карбамид 8,0-20,0
Нетрол 5,0-10,0
Вода остальное

или
Неионогенное ПАВ 1,0-2,0
Анионактивное ПАВ 0,5-1,0
Карбамид 8,0-20,0
Нетрол 5,0-10,0
Вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для изоляции притока пластовых вод в скважинах, расположенных в сильно обводненных зонах при проведении капитального ремонта скважин (КРС) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - восстановление газогидродинамической связи скважины со слабосцементированным терригенным продуктивным пластом без разрушения скелета пород-коллекторов в условиях аномально низкого пластового давления.
Изобретение относится к водным пенообразующим композициям, используемым в нефтяной промышленности. Композиция для получения устойчивой пены с высокой совместимостью с углеводородами включает водную жидкость, по меньшей мере, один растворимый или диспергируемый в воде пенообразователь - кремнийсодержащий простой полиэфир, содержащийся в водной жидкости, и неводную жидкость, где водная жидкость включает воду и солевой раствор, неводная жидкость включает жидкие углеводороды.

В настоящем изобретении предложены способы обработки углеводородных текучих сред с целью уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе.

Изобретение относится к извлечению нефти и к методу повышенного извлечения нефти. Способ извлечения нефти из подземного пласта включает закачивание в этот пласт водной композиции, содержащей в качестве поверхностно-активного вещества алкил- или алкенилолигогликозида указанной общей формулы и дополнительное поверхностно-активное вещество - ПАВ, где в качестве дополнительного ПАВ водная композиция содержит анионные ПАВ, выбранные из алкоксилированных алк(ен)илсульфатов, при этом содержание алкил- или алкенилолигогликозида составляет 0,01-6% масс., весовое соотношение алкил- или алкенилолигогликозида формулы (I) и указанного дополнительного ПАВ равно от 10:90 до 90:10, а вода в указанной водной композиции имеет полный уровень растворенных солей вплоть до около 200000 ч./млн.
Изобретение относится к усовершенствованному способу добычи нефти. Способ добычи нефти вторичным методом в нефтеносном пласте, имеющем зоны высокой проницаемости, образующие предпочтительные проходы для нагнетаемой жидкости, содержащий следующие стадии: а) блокирование предпочтительных проходов посредством нагнетания в пласт водного раствора, основанного на водорастворимых полимерах с концентрацией, обеспечивающей большую вязкость водного раствора по сравнению с вязкостью нефти, б) по завершении стадии а) нагнетание водного раствора, имеющего состав, идентичный составу, использованному на стадии а), с более низкой концентрацией полимера.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины. Состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины включает амиды жирных кислот и пресную воду.

Настоящее изобретение относится к полимерному материалу для проппанта, представляющему собой метатезис-радикально сшитую смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для ликвидации межпластовых перетоков флюидов, ограничения водопритоков и поглощений как при строительстве, так и эксплуатации скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежи углеводородов, характеризующейся неоднородностью.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением. Термотропный гелеобразующий состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи содержит соли алюминия в виде 2,5-20,0 мас.% хлорида или полиоксихлорида алюминия и пресную или минерализованную воду. При этом состав дополнительно содержит соль уксусной кислоты, в качестве которой используется 2,0-10,0 мас.% ацетата натрия, и может содержать 0,0-30,0 мас.% карбамида и 0,0-2,5 мас.% мелкодисперсного полиакриламида с диаметром частиц 40-80 мкм. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока и повышения нефтеотдачи. 1 з.п. ф-лы, 6 пр., 3 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи. При разработке нефтяной залежи ведут отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы. Анализируют свойства месторождения и выделяют залежь с пористостью продуктивных пластов более 5%. Определяют плотность минерализованной воды в околоскважинной зоне, измененную в результате закачки рабочего агента. При плотности минерализованной воды до 1020 кг/м3 в качестве полимердисперсной системы подбирают системы, обладающие в установленных условиях коэффициентом относительной седиментационной устойчивости менее 0,9 и снижающие гидропроводность промытых каналов залежи в пределах от 5 до 100%. При плотности минерализованной воды от 1020 и до 1100 кг/м3 концентрацию полимера увеличивают не менее чем на 30%, при плотности минерализованной воды более 1100 кг/м3 концентрацию полимера увеличивают не менее чем на 60% от концентрации полимера, определенной при плотности воды до 1020 кг/м3. В составе полимердисперсной системы используют дисперсную фазу с размерами частиц не более 90% размера пор или трещин продуктивного пласта. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи залежи. 3 пр.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - уменьшение показателя высокотемпературной фильтрации бурового раствора. Высокоминерализованный утяжеленный буровой раствор на водной основе включает воду, биополимер, смесь двух или трех солей кальция одноосновных кислот и дополнительно - карбонат кальция, смазочную добавку и полимерную композицию ЦЭПС-С, содержащую 80-90 мас.% гидролизованного цианэтилированного поливинилового спирта, синтезируемого путем взаимодействия акрилонитрила с поливиниловым спиртом в водно-щелочной среде, и 10-20 мас.% оксиэтилцеллюлозы, при следующем соотношении компонентов бурового раствора, мас.%: биополимер 0,2-0,3, ЦЭПС-С указанного состава 0,2-0,3, карбонат кальция 3-5, смазочная добавка 0,5-1,0, смесь двух или трех солей кальция одноосновных кислот 24-52, вода остальное. 4 з.п. ф-лы, 5 табл.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин. Тампонажный состав для цементирования скважин с низким пластовым давлением включает 60,5-63,7 мас.% портландцемента, 0,61-1,53 мас.% соли алюминия. Состав дополнительно содержит 0,003-0,045 мас.% оксиэтилированных алкилфенолов 3-АИ, 0,61-1,3 мас.% карбонатов, в качестве которых используют карбонаты калия или натрия, и воду. Техническим результатом является снижение плотности тампонажного раствора и повышение его седиментационной устойчивости. 1 табл., 7 пр.

Изобретение относится к обработке приствольной зоны, применяемой для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины. Флюид для обработки приствольной зоны, применяемый для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины, содержащий: водную среду; диутановый гетерополисахарид с повторяющимся тетрасахаридным звеном в основной полимерной цепи, пероксидный разжижитель геля, реагирующий с диутаном; ускоритель разжижения геля или катализатор, по меньшей мере, один, выбранный из сульфата железа (II) и его гидратов, хлорида железа (II), порошка железа с реагентом для регулирования pH и комбинаций упомянутых материалов; и реагент для регулирования загрязнения пласта железом. Способ обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины, путем введения в пласт через ствол скважины указанного выше флюида для обработки приствольной зоны. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - облегчение удаления полимерсодержащих флюидов в широком интервале температур. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 14 пр., 15 ил.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным вяжущим веществам для крепления паронагнетательных скважин. Технический результат - получение тампонажного материала, обеспечивающего быстрое твердение при нормальных температурах и обеспечивающего получение термостойкости цементного камня с высокими прочностными характеристиками при температурах 150-250°C. Тампонажный материал содержит портландцемент, кремнеземсодержащий компонент, ускоритель твердения хлорид кальция и пластификатор, причем портландцемент, хлорид кальция и кремнеземсодержащий компонент подвергнуты совместной дезинтеграторной обработке, а кремнеземсодержащий компонент состоит из трепела и кварцевого песка при соотношении 1:10, кроме того, тампонажный материал дополнительно содержит расширяющую добавку и армирующую добавку при следующем соотношении, мас.%: портландцемент - 50-70, кремнеземсодержащий компонент, включающий трепел и кварцевый песок в соотношении 1:10 - 30-50, армирующая добавка - 0,2-0,3 сверх 100%, пластификатор - 0,1-1,0 сверх 100%, хлорид кальция - 0,1-3,0 сверх 100%, расширяющая добавка - 3,0-5,0 сверх 100%. 1 пр., 3 табл.

Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Состав для предотвращения отложений неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании включает, вес. %: реагент ПАФ-13А 1,5-15, представляющий собой водный раствор полиэтиленполиаминометилфосфоната с примесями хлорида натрия, кислых натриевых солей фосфорной и фосфористых кислот, и этиленгликоль 2-10. Дополнительно содержит, вес.%: водный раствор смеси натриевых солей нитрилотриметилфосфоновой и соляной кислот - отход производства комплексона Корилат 75-90, гидроокись натрия 0,35-3,4, нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) 1,5-4,0, тиокарбамид 0,05-0,2. Состав является эффективным ингибитором для предотвращения отложений карбонатных и смеси карбонатных и сульфатных неорганических солей, имеет низкую удельную стоимость, проявляет низкую коррозионную активность к металлическому оборудованию, обеспечивает предотвращение отложения солей в условиях добычи нефти с любой степенью обводненности, имеет низкую температуру замерзания. 8 табл.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к пенообразующим составам, и может быть использовано при освоении нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, вводимых в эксплуатацию как после бурения, так и после работ по капитальному ремонту, а также для выравнивания фронта вытеснения нефти при вторичных методах добычи нефти, в частности при нагнетании воды в нефтяной пласт. Задачей изобретения является разработка пеноообразующего состава, позволяющего увеличить устойчивость во времени и повысить механическую прочность пенной системы. Сущность изобретения состоит в том, что пенообразующий состав, включающий карбоксиметилцеллюлозу, поверхностно-активное вещество, сульфат алюминия и воду, дополнительно содержит тетраборат натрия, а в качестве поверхностно-активного вещества - сульфанол при следующем соотношении компонентов, мас.%: Карбоксиметилцеллюлоза 3-6 Сульфанол 2-2,5 Алюминия сульфат 0,5-0,75 Тетраборат натрия 0,1-0,3 Вода остальное 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено в скважине, вскрывшей пласт с переслаиваемыми и неоднородными коллекторами. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. В переслаиваемых и неоднородных коллекторах, имеющих различные значения фильтрационно-емкостных свойств каждого из пропластков, проводят основной процесс гидроразрыва с применением фракций проппанта, включающих в себя начальную фракцию, размерностью 20/40 меш и основную крупную фракцию, размерностью 12/18 меш и более, с концентрацией проппанта не более 500 кг/м3. Повышение концентрации проводят плавно с увеличением не более чем на 50 кг/м3 на каждую стадию, начиная со второй стадии. В конечной стадии закачки проппанта уменьшают расход жидкости до ограничения роста устьевого давления. Технический результат заключается в возможности интенсификации скважины, вскрывшей неоднородный пласт.

Изобретение относится к неорганическим мелкодисперсным материалам, а именно к полым остеклованным микросферам на основе перлита, и может быть использовано при изготовлении микросфер из других кислых гидроалюмосиликатов. Технический результат - получение упрочненной гидрофобной легковесной микросферы. В способе комплексной переработки перлита, включающей помол исходного сырья, приготовление шликера, формирование и сушку гранул путем подачи шликера в башенное распылительное сушило, последующее вспучивание микросфер, отделение отходов, во время приготовления шликера в суспензию дополнительно вводят комплексную стеклообразующую добавку, содержащую гидроксид натрия, колеманит, оксид цинка и неорганический фторид при следующем соотношении компонентов, мас.%: гидроксид натрия - 0,5-2,0, колеманит 0,1-3,0, оксид цинка- 0,05-2,0, неорганический фторид - 0,2-6,0, перлит - остальное, а некондиционные фракции вспученного перлита подвергают мокрому помолу до фракции менее 2 мкм и высушивают, получая гомогенную, универсальную спекающую добавку. 3 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов с карбонатным коллектором. Технический результат - повышение нефтевытесняющих свойств состава, увеличение проницаемости карбонатного коллектора пласта как с высокой пластовой температурой или при паротепловом воздействии, так и с низкой пластовой температурой. Состав для повышения нефтеотдачи пластов содержит комплексное поверхностно-активное вещество ПАВ нефтенол ВВД или неионогенное ПАВ - АФ9-12 или NP-40, или NP-50, или смесь неионогенного ПАВ - АФ9-12 или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфанола, или NPS-6, карбамид, воду, сухокислотный реагент нетрол, мас.: нефтенол ВВД 1,0-5,0, карбамид 8,0-20,0, нетрол 5,0-10,0, воду остальное или указанное неионогенное ПАВ 1,0-2,0, карбамид 8,0-20,0, нетрол 5,0-10,0, воду остальное, или указанное неионогенное ПАВ 1,0-2,0, указанное анионактивное ПАВ 0,5-1,0, карбамид 8,0-20,0, нетрол 5,0-10,0, воду остальное. 8 пр., 1 табл., 3 ил.

Наверх