Катионноингибирующий буровой раствор


 


Владельцы патента RU 2534546:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий- Газпром ВНИИГАЗ" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышенная ингибирующая способность к глинам, низкий показатель фильтрации, высокие солеустойчивость и термоустойчивость бурового раствора. Катионноингибирующий буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 6-8; полимер хлорида диаллилдиметиламмония (Полидадмах) 3-6; катионный сополимер акриламида 0,2-0,4; катионный сополимер акриламида 0,2-0,4; воду остальное. 6 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Из уровня техники известен буровой раствор для бурения многолетнемерзлых пород (патент RU 2184756 C1, C09K 7/02, 10.07.2002), содержащий бентонитовый глинопорошок, водорастворимый полимер и воду, в котором в качестве полимера содержится Праестол марок 2510, или 2515, или 2530, или 2540 при соотношении компонентов, мас.%:

Бентонитовый глинопорошок 5
Праестол марки:
2510, 2515 0,01-0,05
2530, 2540 0,005-0,01
Вода остальное

Недостаток известного состава бурового раствора заключается в низкой ингибирующей способности по отношению к глинам.

Наиболее близким к предлагаемому раствору является буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и понизитель фильтрации полиэлектролит ВПК-402 (заявка на изобретение RU 2011142948 А, С09К 8/00, 27.04.2013) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 5-8
ВПК-402 7-15
Вода остальное

Недостаток известного состава заключается в значительном расходе реагента ВПК-402 - 7-15 мас.% (35%-й концентрации), что составляет 2,45-5,25% на сухое вещество.

Технический результат, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, заключается в устранении указанного недостатка, а именно в снижении расхода реагента с сохранением повышенной ингибирующей способности к глинам, сниженного показателя фильтрации, повышенных соле- и термоустойчивости раствора.

Технический результат предлагаемого изобретения достигается за счет того, что в буровом растворе, включающем воду, глинопорошок и полимер хлорида диаллилдиметиламмония (Полидадмах), в качестве дополнительного стабилизатора глин и понизителя фильтрации используют катионный реагент катионного сополимера акриламида при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 6-8
Полидадмах 3-6
Катионный сополимер акриламида 0,2-0,4
Вода остальное

Для приготовления предлагаемого раствора возможно использование глинопорошка различных марок. Оптимальная концентрация глинопорошка зависит от его марки. В предлагаемом буровом растворе может использоваться бентонитовый глинопорошок любой из марок ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ, который выпускается в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок», за исключением модифицированного анионными полимерами. С ухудшением марки глинопорошка концентрация его увеличивается, а с повышением качества концентрация уменьшается. Марка, т.е. сорт глинопорошка, в предлагаемом составе не оказывает существенного влияния на технологические показатели раствора, а характеризует его расход.

Полимер хлорида диаллилдиметиламмония - ПОЛИДАДМАХ синтезируют из диметиламина и аллилхлорида. Продукт представляет собой органическое вещество с высокой плотностью катионного заряда, который нейтрализует положительно заряженные коллоидные частицы. Реагент может изготавливаться в виде растворов (FLOQUATTM FL 35%-й концентрации) или порошков (FLOQUATTM TS от 1,05 до 2, 10% на сухое вещество).

Порошкообразные ПОЛИДАДМАХи имеют насыпную плотность от 0,4 до 0,6. Приблизительная вязкость вещества составляет 15, 50 или 250 сПз в зависимости от серии продуктов. Максимальная рабочая концентрация вещества - 50 г/л. Диапазон температур хранения порошкообразных ПОЛИДАДМАХов FLOQUATTM TS составляет 0-35°C. Время полного растворения в воде при 25°C - 30 дней.

В качестве ускорителя процесса осаждения и флотации в предлагаемом растворе дополнительно содержится катионный сополимер акриламида, такой, например, как Праестол, который представляет собой белый или желтоватый сыпучий порошок, получаемый сополимеризацией акриламида и катионного сомономера на основе акриловой кислоты или акриламида. Стабилизирующее, флокулирующее и гидрофобизирующее действие полимерных добавок Праестол дает возможность поддерживать устойчивость стенок скважин, свести к минимуму обогащение раствора выбуренной породой, повысить технико-экономические показатели бурения. Катионные сополимеры акриламида используются для очистки промывочной жидкости от выбуренной породы и эффективного обезвоживания отходов бурения. Применение катионного сополимера акриламида, например Праестола 655 ВС, в составе предлагаемого раствора способствует повышению нефтеотдачи и выравнивания профиля приемистости, а также позволяет: увеличить охват пласта при заводнении, повысить нефтеотдачу пласта, снизить обводненность добываемой нефти.

Изобретение поясняется Таблицами 1-6. В Таблице 1 приведены результаты исследований по влиянию катионного сополимера акриламида на технологические показатели буровых растворов с содержанием ПОЛИДАДМАХа. Таблица 2 отражает результаты исследований по влиянию катионного сополимера акриламида на устойчивость глин в сравнении с наиболее близким аналогом, принятым заявителем в качестве прототипа.

В Таблице 3 приведены примеры различных марок (со-)полимеров акриламида, Праестола, которые могут быть использованы для приготовления предлагаемого раствора, выпускаемых, например, по ТУ 2216-001-40910172-98.

Таблицы 4-6 отражают результаты проведенных заявителем исследований, которые позволяют сделать вывод о совместимости различных марок Полидадмаха (табл.4) и катионных марок сополимеров акриламида (табл.5) для приготовления раствора, обладающего заданными свойствами (табл.6).

Из Таблиц 1 и 2 следует, что при содержании катионного сополимера акриламида ниже 0,2% показатель фильтрации увеличивается (табл.1, п.3) и не обеспечивается устойчивость пластичных и гидратационно-активных глин (табл.2, п.3). Отсюда минимально допустимое содержание катионного сополимера акриламида составляет 0,2%. Увеличение содержания катионного сополимера акриламида более 0,4% неэффективно (табл.1, п.7, табл.2, п.8), так как приводит к перерасходу реагента.

Таким образом, из Таблиц 1 и 2 следует, что использование ПОЛИДАДМАХа и катионного сополимера акриламида в указанных количествах позволяет снизить показатель фильтрации и сохранить устойчивость глинистых пород.

Предлагаемый буровой раствор может быть приготовлен следующим образом. Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его распускания, затем в глинистую суспензию добавляют ПОЛИДАДМАХ, а затем катионный сополимер акриламида и при необходимости баритовый утяжелитель.

Из Таблиц 5, 6 можно видеть, что использование неиногенных и анионных марок сополимеров акриламида приводит к ухудшению стабильности раствора и его расслоению.

Таблица 1
Состав раствора, мас.% Показатели раствора
Ф, см3 при 25°C при 82°C
ηпл, мПа*с τ0, Па ηпл, мПа*с τ0, Па
Известный раствор
1 6% гл.; 7% ВПК-402; 87% вода 6 29 7,3 17 4,4
2 6% гл.; 15% ВПК-402; 79% вода 3 48 8,3 28 6,8
Предлагаемый раствор
3 6% гл.; 2% Полидадмах; 0,1% Катионный сополимер акриламида; 91,9% вода >40 17 3,9 14 3,1
4 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,2% Катионный сополимер акриламида; 90,8% вода 10 24 5,8 20 4,9
5 6% гл.; 5% Полидадмах; 0,3% Катионный сополимер акриламида; 88,7% вода 8 28 7,3 22 6,2
6 6% гл.; 6% Полидадмах; 0,4% Катионный сополимер акриламида; 87.6% вода 4 33 8,3 25 7,5
7 6% гл.; 8% Полидадмах; 0,5% Катионный сополимер акриламида; 85,5% вода 4 42 9,6 28 8,1
Примечание: гл. - глинопорошок марки ПМБВ, ВПК-402 - высокомолекулярный катионный полимер, товарный продукт выпускается в виде 35%-ной конц., Ф - показатель фильтрации, ηпл - пластическая вязкость, τ0 - динамическое напряжение сдвига.
Таблица 2
Состав раствора, мас.% Поведение глинистых образцов, выдержанных в среде раствора в течение 1 сут
пластичные гидратационно-активные
Известный раствор (прототип)
1 6% гл.; 7% ВПК-402; 87% вода набухание отсутствует набухание и разрушение незначительное
2 6% гл.; 15% ВПК-402; 79% вода набухание отсутствует набухание и разрушение незначительное
Предлагаемый раствор
3 6% гл.; 2% Полидадмах; 0,1%; Катионный сополимер акриламида; 91,9% вода незначительное набухание набухание и разрушение
4 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,2% Катионный сополимер акриламида; 90,8% вода набухание отсутствует набухание и разрушение незначительное
5 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,4% Катионный сополимер акриламида; 90,6% вода набухание отсутствует набухание и разрушение незначительное
6 6% гл.; 4% Полидадмах; 0,3% Катионный сополимер акриламида; 89,7% вода набухание отсутствует набухание и разрушение незначительное
7 6% гл.; 4% Полидадмах; 0,4% Катионный сополимер акриламида; 89,6% вода набухание отсутствует набухание и разрушение незначительное
8 6% гл., 4% Полидадмах, 0,6% Катионный сополимер акриламида, 89,4% вода набухание отсутствует набухание и разрушение незначительное
Таблица 3
Характер заряда Марка флокулянта
Катионный 610 BC, 610 TR 806 ВС
611 ВС, 611 TR 810 ВС
650 ВС, 650 TR 822 BS
644 ВС 851 ВС
655 BC-K, 655 ВС-В 835 BS
655 ВС, 655 BC-S, 655 BS 852 ВС
658 BS, 658 BC-S 845 ВС
853 ВС, 855 BS
854 ВС, 857 BS, 854 BC-S
858 BS
859 BS
Неионогенный 2500, 2500 С
Анионный 2300 D 2505
2510
2540 Н 2515, 2515 TR
2520
2300 D 2525
2530, 2530 TR, CM-302
2540 Н 2540, 2540 TR
Молекулярная масса Низкая Средняя Высокая
Таблица 4
Состав раствора, мас.% Показатели раствора
Ф, см3 при 25°C при 82°C
ηпл, мПа*с τ0, Па ηпл, мПа*с τ0, Па
1 6% гл.; 3% FL4540; 0,4% Катионный сополимер акриламида; 90,6% вода 4 35 8,3 25 7,5
2 6% гл.; 3% FL4450; 0,4% Катионный сополимер акриламида; 90,6% вода 3,6 34 8,1 28 6,9
3 6% гл.; 3% FL DB 45; 0,4% Катионный сополимер акриламида; 90,6% вода 3,8 28 7,4 22 7,4
4 6% гл.; 3% FL DB 45 SH; 0,4% Катионный сополимер акриламида; 90,6% вода 4 32 8,7 26 7,4
Таблица 5
Состав раствора, масс.% Показатели раствора
Ф, см3 при 25°C при 82°C
ηпл, мПа*с τ0, Па ηпл, мПа*с τ0, Па
Добавка катионных марок Праестола
1 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,4% Праестол 611 ВС; 90,6% вода 4 28 8,2 24 7,6
2 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,4% Праестол 650 ВС; 90,6% вода 4 30 8,8 22 7,4
3 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,4% Праестол 644 ВС; 90,6% вода 3,6 32 8,2 22 7,6
4 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,4% Праестол 851 ВС; 90,6% вода 3,6 40 9,6 34 8,2
5 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,4% Праестол 852 ВС; 90,6% вода 3,8 36 8,6 28 7,3
6 6% гл.; 3% Полидадмах;0,4% Праестол 853 ВС; 90,6% вода 3,6 38 9,4 32 8,1
7 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,4% Праестол 854 ВС; 90,6% вода 4 44 9,2 31 8,6
Добавка анионных марок Праестола
8 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,4% Праестол 2300D; 90,6% вода Через 10 час расслоение
9 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,4% Праестол 2540TR; 90,6% вода Через 10 час расслоение
Добавка неионогенных марок Праестола
10 6% гл.; 3% Полидадмах;0,4% Праестол 2500; 90,6% вода Через 16 час расслоение
11 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,4% Праестол 2500С; 90,6% вода Через 16 час расслоение
Примечание: растворы 1-7 стабильны без признаков расслоения.
Таблица 6
Состав, % Совместимость
1 96,6% вода; 3% Полидадмах; 0,4% катионный сополимер акриламида (Праестол катионный) Стабильный раствор без признаков расслоения
2 96,6% вода; 3% Полидадмах; 0,4% полимер акриламида (Праестол неионогенный) Раствор расслаивается через 4 часа
3 96,6% вода; 3% Полидадмах; 0,4% сополимер акриламида (Праестол анионный) Раствор расслаивается через 2 часа

Катионноингибирующий буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и полимер хлорида диаллилдиметиламмония (Полидадмах), отличающийся тем, что в качестве дополнительного ингибитора глин и понизителя фильтрации используют катионный сополимер акриламида при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 6-8
Полидадмах 3-6
Катионный сополимер акриламида 0,2-0,4
Вода остальное



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к реагентам эмульгаторам буровых растворов на углеводородной основе. Технический результат - обеспечение длительной электростабильности эмульгатора.
Изобретение относится к буровым и технологическим жидкостям на водной основе и может найти применение при бурении, заканчивании, освоении и капитальном ремонте скважин в продуктивных отложениях с терригенными коллекторами.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам восстановления ухудшенных при строительстве скважины естественных фильтрационных свойств коллектора.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение температуры горения, скорости горения и удельной теплоты сгорания твердотопливной кислотогенерирующей композиции при ее высокой стабильности горения в широком интервале давлений, повышение эффективности воздействия на скелет призабойной зоны пласта, сложенного как из карбонатных, так и терригенных пород, а также на силикатные загрязнения в призабойной зоне, снижение шлакообразования, способность композиции перерабатываться методом экструзии.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области цементирования зон водопритока в скважинах. Способ цементирования зон водопритока скважин включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), установку открытого конца НКТ выше зоны водопритока.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта при добыче нефти и газа. Способ крепления призабойной зоны пласта включает введение в скважину водного раствора карбоксиметилцеллюлозы с опилками алюминия и измельченной сырой резиной при следующем соотношении компонентов: 1,5 мас.% карбоксиметилцеллюлозы, 14,5 мас.% опилок алюминия, 11,6 мас.% измельченной сырой резины, 69,2 мас.% воды.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение проникновения кислотного состава в трещины и поры пласта при снижении его обводняемости за счет гидрофобизации и предотвращения разрушения призабойной зоны пласта.

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.
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.

Изобретение относится к процессу для закупоривания подземных формаций в добыче нефти и/или газа. Первый этап включает введение абсорбирующих воду частиц в содержащие жидкость и пористые горные породы. Указанными частицами будут набухающие в воде, сшивающие и растворимые в воде полимеры. Указанные частицы в содержащих воду горных породах в итоге препятствуют потоку жидкости через породные слои посредством абсорбции воды. При этом абсорбирующие частицы содержат суперабсорбирующий полимер с анионными и/или катионными свойствами и действием замедленного набухания. Набухание суперабсорбирующего полимера начинается не ранее чем спустя пять минут. Причем указанный полимер получен посредством по меньшей мере одного из четырех предложенных вариантов процесса. Техническим результатом является повышение эффективности закупоривания подземных формаций. 44 з.п. ф-лы, 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь. Технический результат - повышение эффективности способа при разработке залежей с нефтями нормальной и высокой вязкости за счет создания области необходимой нефтенасыщенности, снижения расхода топлива на поддержание процесса горения, более полного использования окислителя и безопасности проведения процесса разработки залежи с неоднородными и трещиноватыми пластами, увеличение охвата зоны пласта процессом горения и вытеснения. В способе разработки нефтяной залежи, содержащей трудноизвлекаемые запасы нефти путем закачки в нагнетательные скважины оторочек окислителя и воды и отбор нефти посредством добывающих скважин, перед закачкой окислителя в пласт закачивают водный раствор средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотный раствор. Кроме того, закачку в пласт средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотного раствора производят попеременно циклами для получения необходимого объема оторочки. В случае прорыва газа в добывающие скважины производят изоляцию высокопроницаемых интервалов пласта. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта. Способ изготовления ультралегковесного кремнеземистого магнийсодержащего проппанта, включающий помол исходной шихты, состоящей из кварц-полевошпатного песка и серпентинита, формирование гранул, их обжиг при температуре, не превышающей 1200°С, и рассев, где в исходную шихту, измельченную до фракции 20 мкм и менее с содержанием фракции менее 5 мкм - 20-30 масс.%, фракции 5-20 мкм - 70-80 масс.%, вводят каолиновую вату с длиной волокон до 15 мкм при следующем соотношении компонентов, масс.%: серпентинит 1-5, каолиновая вата 0,05-2, кварц-полевошпатный песок остальное. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - повышение устойчивости к динамическим нагрузкам при насыпной плотности проппанта менее 1,3 г/см3. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - обеспечение высоких флоккулирующих и ингибирующих свойств раствора для удаления шлама при очистке, высокой термостойкости бурового раствора при низкой химической агрессии к окружающей среде при вскрытии пластов с аномально высоким пластовым давлением и практически нулевой фильтрацией водной фазы. Инвертный эмульсионный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов содержит, мас.%: в качестве растворителя масло гидравлическое минеральное ВМГЗ 32,0-63,0; органофильный бентонит для создания структуры раствора 0,8-3,2; микрокальцит 3,9-8,0; ксантановая смола для регулирования реологических и фильтрационных свойств 0,2-0,8; эмульгатор ЭКС-ЭМ 2,3; водный раствор хлорида кальция 10%-ный в качестве стабилизатора эмульсии и ингибитора гидратации глинистых сланцев 15,3-16,0; негашеная известь 1,7, пеногаситель МАСС-200 0,5-0,8, барит 7,5-40,0. 1 табл.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным растворам для ограничения водопритока. Расширяющийся тампонажный раствор содержит жидкость затворения - воду, и основу, состоящую из портландцемента тампонажного, гидроксиэтилцеллюлозы, пластификатора FOX-8H, силиконового пеногасителя Sik, хлорида кальция и расширяющей добавки - продукта совместного помола гипса, негашеной извести, порошка магнезитового каустического и глиноземистого цемента среднего химического состава, мас.%: СаО - 42-47; MgO - 11…13; СаSО4 - 23-28; mСаО·nАl2О3 - 14-17; Fе2О3 - 0-0,5; прочие примеси - 0-4,5 при следующем соотношении используемых ингредиентов, мас.%: портландцемент тампонажный - 91,6-94,2; гидроксиэтилцеллюлоза - 0,1-0,25; пластификатор FOX-8H - 0,05-0,1; силиконовый пеногаситель Sik - 0,1-0,23; хлорид кальция - 2,3-3,1; расширяющая добавка - 3,0-5,0. Содержание воды в растворе обеспечивает водосмесевое соотношение с основой 0,46-0,64. Техническим результатом является повышение изоляционной способности цементного камня, получаемого из предлагаемого тампонажного раствора за счет улучшенных показателей основных технологических свойств цементного раствора-камня - высокой растекаемости, низкой фильтрации, повышенной расширяющей способности, высокой ранней прочности при широком диапазоне плотностей тампонажного раствора. 2 табл.
Изобретение относится к технологиям подземной газификации угольных пластов посредством преобразования угля на месте его залегания в горючий газ, который в качестве топлива может использоваться в энергоустановках разного типа. Способ включает бурение дутьевой и газоотводящей скважин, установку колонн труб, соединение скважин по угольному пласту гидроразрывом, заполнение образованного канала катализатором, осуществление розжига угольного пласта с нагревом его до температур 300-500 °С, подачу в канал перегретого водяного пара той же температуры, отвод через газоотводящую скважину горючего газа. При этом операции гидроразрыва и заполнения канала катализатором совмещают посредством использования в качестве материала проппанта катализатора на базе оксидов железа. Технический результат заключается в ускоренном процессе газификации угля в недрах земли при одновременном снижении стоимости получаемого горючего газа. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к эмульгаторам для буровых растворов. Предложено полиамидное соединение формулы (А), где a является целым числом от 1-5, b и c являются каждый независимо выбранными из целых чисел от 0 до 10, при условии, что b и c не могут оба быть 0 одновременно, d является целым числом от 0 до 10, е является целым числом от 1-5, Y выбирают из H, X, -C(O)R1 или -C(O)R2 и Z выбирают из -C(O)R1 или X, где R1 и R2 являются линейными или разветвленными, насыщенными или ненасыщенными гидрокарбильными группами, имеющими от 7 до 30 атомов углерода, и X является карбонильной группой, полученной из карбоновой кислоты. Предложены также способ получения указанного соединения, его применение в качестве эмульгатора в составе бурового раствора и соответствующий состав бурового раствора. Технический результат - предложенное соединение является эффективным эмульгатором при высокотемпературных условиях и высоком давлении, что позволяет снизить требуемые количества эмульгатора и стоимость системы. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 ил., 6 табл., 11 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке и повышении нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заводнением. В способе разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, включающем заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор, вначале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида-ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой, указанный водный раствор дополнительно содержит кальцинированную соду при следующей концентрации в нем компонентов, мас. %: гидролизованный ПАА 0,01-0,30, ацетат хрома 0,1-0,6, кальцинированная сода 0,05-0,1, соотношение в смеси модифицированного бентонитового порошка и кварцевого песка. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородных и заводненных пластов на поздней стадии разработки, снижение обводненности продукции. 1 пр., 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ограничения водопритока в добывающих и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных нефтяных скважинах. Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта включает закачку в пласт гелеобразующего состава, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу. При этом в указанный состав добавляют 5-20 мас.% метасиликата натрия и в качестве инициатора процесса гелеобразования 3-9 мас.% хромокалиевых квасцов, вода - остальное. После закачки водоизоляционной композиции спустя 3-4 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов. Затем выдерживают технологическую паузу продолжительностью 12-18 часов, после чего скважину запускают в работу. Техническим результатом является снижение добычи попутнодобываемой воды за счет отключения высокообводненных пластов в добывающих скважинах, либо повышении коэффициента нефтеотдачи за счет роста коэффициента охвата пласта заводнением и подключение нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков благодаря перераспределению потоков нагнетаемой воды при обработке нагнетательных скважин. 1 пр., 1 табл.

Настоящее изобретение касается добычи углеводородов из трещиноватого коллектора. Способ добычи нефти из трещиноватого коллектора, матрица которого является смачиваемой нефтью, включающий по меньшей мере одну нагнетательную скважину и продуктивную скважину, которые обе сообщаются с трещинами и матрицей, включающий, по порядку, следующие стадии: a) закачку в первую очередь через нагнетательную скважину раствора поверхностно-активных веществ - ПАВ, повышающих вязкость, способных проникать в сетку трещин, слабо взаимодействующих с матрицей, создающих in situ пробку с целью значительного и селективного уменьшения проницаемости трещин и способствующих прохождению раствора стадии b) в матрицу; b) закачку во вторую очередь через нагнетательную скважину раствора ПАВ, способных взаимодействовать с матрицей для придания ей, предпочтительно, смачиваемости водой и извлечения из нее нефти, при этом указанный раствор течет, предпочтительно, через матрицу и после латентного периода времени по меньшей мере 24 часа; c) закачку в третью очередь через нагнетательную скважину воды, приводящую к увеличению поверхностного натяжения, насыщению матрицы, извлечению нефти и после растворения указанной нефтью пробки, образованной на стадии а), вытеснению нефти к продуктивной скважине. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение извлечения нефти. 16 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 пр.
Наверх