Состав для повышения нефтеотдачи пластов


 


Владельцы патента RU 2541667:

Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к использованию термотропных гелеобразующих составов, способных образовывать гель за счет пластовой температуры после введения в нефтяной или газовый пласт. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи пластов с высокой пластовой температурой за счет перераспределения фильтрационных потоков, увеличения охвата пласта заводнением. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий алюминия хлорид, карбамид, добавку и воду, содержит алюминия хлорид марки А-5, карбамид марки А, а в качестве добавки - кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н при следующем соотношении компонентов, мас.%: алюминия хлорид технический марки А-5 20-45, карбамид марки А 25-40, ГКЖ-11Н 1,0-5,0, вода - остальное. 2 пр., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при производстве термотропных гелеобразующих составов для обработки нефтяных или газовых пластов.

Основным методом увеличения нефтеотдачи пластов является заводнение. Прорыв закачиваемых и пластовых вод по зонам с высокими фильтрационными характеристиками приводит к образованию промытых участков, через которые в дальнейшем фильтруется вода, обходя низкопроницаемые нефтесодержащие участки продуктивного пласта. При этом доля извлекаемой из пласта нефти снижается, а степень обводненности ее увеличивается.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (SU авт.св. N 681993 А1, кл. Е21В 43/22, 1991) путем его заводнения с выравниванием фронта вытеснения нефти закачкой маловязкого водного раствора полимера, способного в условиях пласта к застудневанию с повышением температуры пласта, где в качестве полимера используют метилцеллюлозу, а в качестве растворителя - воду хлоркальциевого типа. Недостаток данного способа в трудоемкости растворения метилцеллюлозы в воде, относительно невысокой температуре гелеобразования (около 60°C) и низкой эффективности использования полученного раствора из-за отфильтровывания на забое скважины значительного количества нерастворимых частиц метилцеллюлозы.

Известен состав для регулирования разработки нефтяных месторождений (RU патент N 2107156 С1, кл. 6 Е21В 43/22, 1998), содержащий соль алюминия, щелочной сток производства капролактама - ЩСПК и воду, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит водорастворимый полимер-полиакриламид (ПАА). Недостаток состава - высокое (до 50 мас.%) содержание в составе отхода производства щелочного стока нерегулируемого качества, что отрицательно сказывается на реологических и гелеобразующих свойствах состава. Кроме того, при температуре 90°C и выше в результате термодеструкции реологические и гелеобразующие свойства водных растворов ПАА резко снижаются.

Известен состав, где вместо солей алюминия предложено использовать также с карбамидом алюмосодержащие отходы нефтехимических производств [пат. 2120544 РФ, E21B 43/22, 1998]. Алюмосодержащие отходы нефтехимических производств образуются в процессах алкилирования ароматических углеводородов и представляют собой нерегулируемые по составу жидкие смеси с большой долей примесей органического происхождения. Их использование несет в себе опасность загрязнения пластовых и поверхностных вод высокотоксичными органическими веществами.

Известен гелеобразующий при растворении в воде твердый реагент «Галка-Термогель» (ТУ 2163-015-00205067-01, 2001) - композиция на основе гидроксохлорида алюминия, содержащая также карбамид и уротропин. Применение в составе уротропина приводит к усложнению технологического процесса его получения, хранения и применения. Сам уротропин требует особых условий обращения и хранения, а именно: в темных и сухих прохладных помещениях. Кроме того, уротропин очень летуч, имеет неприятный запах.

Наиболее близким, взятым за прототип заявляемому составу, является состав для повышения нефтеотдачи (RU патент N 2076202 С1, кл. 6 Е21В 43/22, 1997), содержащий соли алюминия, карбамид и воду, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит полиакриламид при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,5-2,5; хлорид алюминия 4,0-17,0; карбамид 15,0-30,0 и вода - остальное.

Недостаток данного состава - отсутствие эффекта повышения структурно-механических и реологических свойств комбинированного геля, состоящего из неорганических частиц гидроокиси алюминия и молекул органического водорастворимого полимера ПАА при пластовых температурах 90°C и выше, что существенно ограничивает область применения данного состава.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности состава за счет увеличения срока работоспособности при повышенных температурах (70°C и выше) и улучшения реологических свойств получаемого геля в пластовых условиях.

Поставленная задача решается тем, что состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий алюминия хлорид, карбамид, добавку и воду, содержит алюминия хлорид марки А-5, карбамид марки А, а в качестве добавки - кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Алюминия хлорид технический марки А-5 - 20-45;

Карбамид марки А - 25-40;

ГКЖ-11Н - 1,0-5,0;

Вода - Остальное.

Указанный товарный продукт алюминия хлорид марки А-5 выпускается в г. Стерлитамаке, на ОАО «Каустик» по ТУ 6-01-2-88, изм. 1, представляет из себя мелкодисперсную систему с размером частиц до 5 мм, полностью растворим в воде при любой температуре, без образования взвесей и осадков.

Карбамид марки А по ГОСТ 2081-2010 выпускается на ОАО «Акрон» г.Великий Новгород. Массовая доля азота в пересчете на сухое вещество не менее 46,3%. Полностью растворим в реакционной массе при любой температуре, без образования взвесей и осадков.

Гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11Н по ТУ 2229-276-05763441-99. Представляет собой водно-спиртовой раствор кремнийорганических олигомеров. Производитель ОАО «Химпром» г. Новочебоксарск.

В заявляемом составе основным действующим компонентом является комплексная соль, получаемая при взаимодействии алюминия хлорида с карбамидом. При этом размер частиц используемой товарной формы алюминия хлорида марки А-5 (до 5 мм) наиболее оптимально подходит для получения указанной соли с конверсией 97-99%. Получаемая концентрация указанной соли и тип образующихся химических связей определяет качество образуемого геля, так как непосредственно гидролиз карбамида при повышенных температурах катализирует образование стабильного геля в пластовых условиях. В свою очередь, введение указанной кремнийорганической жидкости - термостабилизирующей гидрофобной присадки на основе кремнийорганического олигомера способствует увеличению срока работоспособности получаемого геля, что, в конечном счете, благоприятно сказывается на реологических свойствах предлагаемого состава, обладающего термотропными свойствами.

Снижение содержания алюминия хлорида марки А-5 в составе ниже 25 мас.% приведет к увеличению транспортных расходов, необоснованному расходу карбамида, повышенному расходу состава на одну обработку скважины. Повышение содержание алюминия хлорида выше 40 мас.% приведет к перенасыщению получаемого раствора и образованию осадков.

Гелеобразующий состав готовят следующим образом. В реактор загружается расчетное количество воды (300 кг), алюминия хлорида марки А-5 (300 кг), затем порционно добавляют карбамид марки А (350 кг). После загрузки всего количества исходных компонентов в реакционную массу добавляют ГКЖ-11Н (50 кг) (термостабилизирующую присадку). Полученную массу в виде водного раствора загружают в железнодорожные цистерны. Полученный раствор является готовой товарной формой и может быть использован без дополнительных операций при закачке непосредственно на скважине. Указанный состав способствует образованию геля внутри пласта, что позволяет селективно блокировать его высокопроницаемые участки. Эффективность состава была подтверждена лабораторными исследованиями. Изучено влияние времени и температуры гелеобразования в зависимости от концентрации алюминия хлорида марки А-5 и карбамида марки А, с добавлением указанной присадки.

ПРИМЕРЫ

В опытах использовались следующие реагенты:

1. Алюминия хлорид марки А-5 ТУ 6-01-2-88, изм 1.;

2. Карбамид марки А ГОСТ 6691-77;

3. Кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11Н.

4. Вода.

Пример 1 - исследование времени гелеобразования и термостабильности получаемого геля.

Расчетное количество полученного термотропного гелеобразующего состава помещали в стеклянную колбу, добавляли необходимое количество технической воды, доводя до 100 мл, полученные растворы тщательно перемешивали, закрывали и помещали в сушильный шкаф при заданной температуре. Контроль проводился визуальным способом. При температуре 100-110°C исследуемые растворы помещались в пальчиковые автоклавы.

Результаты испытаний приведены в таблице.

Таблица
№ п/п Содержание исходных компонентов, % Температура испытания, °C Время геля, ч К с.г., % К с.г., прототип, %
Алюминия хлорид Карбамид Термостабилизирующая присадка Вода
1 25 20 - 55 70 32 10,3 9,8
2 25 20 1,0 54 70 32 5,2
3 25 20 3,0 52 70 32 1,5
4 45 40 10 10,0 70 32 1,4
5 30 25 5,0 40,0 80 15 1,6 12,1
6 35 30 5,0 30 80 12 1,65
7 40 35 5,0 20 80 10 1,4
8 25 40 5,0 30 80 8 4,0
9 30 35 5,0 30 80 7,5 2,5
10 20 25 5,0 50 80 15 1,7
11 30 35 5,0 30 90 7 1,5 18,3
12 30 40 5,0 25 90 5 1,8
13 25 30 3,0 42 90 11 5,0
Н 35 30 5,0 30 90 6 1,3
15 45 30 3,0 22 90 5,5 4,4
14 25 30 - 45 100 6 15,3 29,7
15 25 30 3,0 42 100 5 8,2
16 25 30 5,0 40 100 5 7,3
17 30 35 5,0 30 100 4,5 6,9
18 30 35 10 25 100 5 6,3
19 25 30 - 45 110 4,5 18,6 48,5
20 25 30 3,0 42 110 4 8,5
21 25 30 5,0 40 110 4 7,3
22 25 30 10 35 110 4 7,2
23 30 35 5,0 30 110 3,2 7,4
24 35 40 5,0 20 110 2,5 7,5
25 35 40 10 20 110 2,5 7,3
К с.г.- коэффициент стабилизации геля. Вычисляется по формуле:
К с.г.=(V1-V2)/V1*100%, где V1 - объем рабочего раствора,
V2 - объем получаемого геля.

Пример 2 (прототип).

Расчетное количество приготовленного термотропного гелеобразующего состава прототипа помещали в стеклянную колбу, добавляли необходимое количество технической воды, доводя до 100 мл, полученные растворы тщательно перемешивали, закрывали и помещали в сушильный шкаф при заданной температуре. Контроль проводился визуальным способом. При температуре 100-110°C исследуемые растворы помещались в пальчиковые автоклавы. Температура гелеобразования прототипа варьировалась в зависимости от температуры в интервале 30-5 часов. Результаты испытаний приведены в таблице.

Таким образом, из таблицы можно сделать следующий вывод: заявленная совокупность существенных признаков обеспечивает при оптимальном времени гелеобразования высокую стабильность геля при повышенных температурах по сравнению с прототипом.

Состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий алюминия хлорид, карбамид, добавку и воду, отличающийся тем, что содержит алюминия хлорид марки А-5, карбамид марки А, а в качестве добавки - кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Алюминия хлорид технический марки А-5 20-45
Карбамид марки А 25-40
ГКЖ-11Н 1,0-5,0
Вода Остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин в неустойчивых отложениях, в особенности при бурении интервалов неустойчивых глинистых пород.

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

Настоящее изобретение относится к фенолоальдегидной смоле, поперечно-сшитой по мета-положениям, в которой поперечные связи в мета-положениях являются органическими поперечными связями, образованными переходным металлом и органическими фрагментами, присоединенными к переходному металлу через по меньшей мере четыре промежуточных атома кислорода, или поперечные связи в мета-положениях являются неорганическими связями, включающими концевые участки, содержащие редкоземельный элемент, и ядро, содержащее по меньшей мере один переходный металл, причем каждый концевой участок, содержащий редкоземельный элемент, связан с ядром, содержащим переходный металл, посредством одного или более атомов О, N или S.
Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Технический результат - повышение эффективности и технологичности удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин, в том числе пологих и горизонтальных, после использования технологической жидкости, содержащей высокомолекулярные соединения и кольматанты.
Изобретение относится к области строительства скважин и нефтедобычи, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта, представленного терригенным водочувствительным коллектором, и может быть использовано в качестве жидкости глушения, освоения и вторичного вскрытия, в качестве состава, раскольматирующего фильтрационную корку буровых растворов на неводной основе.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с высокопроницаемым коллектором. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает спуск в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах (НКТ) перфорированного патрубка.
Изобретение относится к расклинивающему наполнителю и его использованию при гидроразрыве для добычи нефти и газа. Сверхлегкий расклинивающий наполнитель приготовлен из смеси сырьевых материалов, содержащей фарфоровую глину, гончарную глину и каолин и/или кремнистую глину, где содержание, вес.%: фарфоровой глины 5-85, каолина и/или кремнистой глины 5-85, гончарной глины 5-30.

Настоящее изобретение направлено на создание композиции для прочистки пласта при нефтедобыче. Композиция для прочистки пласта при нефтедобыче содержит расширяющиеся полимерные частицы, имеющие анионные участки, и сшитые лабильными сшивающими агентами и стабильными сшивающими агентами, где указанные частицы объединены с жидкостью и катионным сшивающим агентом, способным дополнительно сшивать частицы при деградации лабильного сшивающего агента с образованием геля, в которой указанный анионный участок выбран из группы, состоящей из полимеризующихся карбоновых кислот и их натриевых, калиевых и аммонийных солей, а указанным катионным сшивающим агентом является, по крайней мере, один агент, выбранный из группы, состоящей из Cr3+ Fe3+ Al3+, Ti4+ Sn4+, Zr4+ или их солей, их комплексов или наночастиц, содержащих их, хелатированных катионов указанных металлов или полиэтиленимина (ПЭИ).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Технический результат - повышение коэффициента вытеснения и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.

Изобретение относится к ингибитору асфальтосмолопарафиновых отложений. Ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений, полученный с использованием алкилакрилатного сополимера и ароматического растворителя, получен взаимодействием в толуоле сополимера, имеющего мол. массу 6000-8000, смеси алкилакрилатов, содержащих, мас. %: алкилакрилат С16 - 65, алкилакрилат C18 - 25, алкилакрилат С20 - 10, с акрилатом додециламина, и сульфата додециламина при нагреве с перемешиванием до 80°С, введении 8,8-16,6% раствора инициатора азобисизобутиронитрила в толуоле, выдержке в течение 5 час при 90-100°С при следующем соотношении компонентов, мас. %: сополимер указанной смеси алкилакрилатов с акрилатом додециламина 45-47, сульфат додециламина 2-3, толуол остальное. Технический результат - повышение эффективности предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в парафинистых, высокопарафинистых нефтях и газоконденсатах. 4 пр., 1 табл.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в пласт водного раствора полиакриламида - ПАА, ацетата хрома и оксида магния, раствор дополнительно содержит стеклянное или базальтовое микроармирующее волокно, предварительно обработанное 1-5%-ным водным раствором АФ9-6 или АФ9-12, или волокно строительное микроармирующее - ВСМ при следующей концентрации компонентов в растворе, масс. %: ПАА 0,3-1,0, ацетат хрома 0,03-0,1, оксид магния 0,015-0,07, указанное волокно 0,1-0,5. Технический результат - повышение эффективности способа. 1 ил., 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий портландцемент, пенетрирующую добавку, понизитель водоотдачи, пластификатор, пеногаситель и воду, отличается тем, что в качестве пенетрирующей добавки он содержит «ПенетронАдмикс», в качестве понизителя водоотдачи - любой из водорастворимых эфиров целлюлозы, в качестве пластификатора - лигносульфонат, в качестве пеногасителя - трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, мас.%: портландцемент - 100, указанная пенетрирующая добавка 3,0 сверх 100, указанный понизитель водоотдачи - 0,03-0,1 сверх 100, указанный пластификатор - 0,3-0,7 сверх 100, трибутилфосфат - 0,01-0,1 сверх 100, вода до водоцементного отношения - 0,38-0,42. Технический результат - восстановление целостности цементного кольца в затрубном пространстве скважин при образовании в нем микротрещин и микрозазоров. 1 табл.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным цементам для крепления скважин, вскрывших соленосные отложения, представленные в основном солями магния. Технический результат заключается в повышении скорости твердения раствора и прочности получаемого цементного камня. Магнезиальный тампонажный материал содержит магнийсодержащее вяжущее, хлорид магния и добавки, причем в качестве магнезиального вяжущего содержит магнезит кальцинированный строительный, в качестве добавок содержит гидрофобизатор - кремнийорганическую жидкость и замедлитель твердения - нитрилотриметилфосфоновую кислоту, при следующем соотношении компонентов, мас.%: магнезит кальцинированный строительный - 70-80, хлорид магния - 20-30, кремнийорганическая жидкость - 0,1-0,5% сверх 100%, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 0,02-0,1 сверх 100%. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.
Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазовых скважин, а именно к тампонажным изоляционным составам. Технический результат заключается в повышении степени изолирующих свойств предлагаемого состава при изоляции интервалов поглощения скважинных жидкостей в пористых, кавернозных, трещиноватых породах, с раскрытием проводящих каналов от 1 мм до 10 мм, за счет пониженной плотности и высокой тиксотропии состава, а также за счет образования неразмываемого и непроницаемого цементного камня с высокими адгезионными свойствами к породе и повышенными прочностными характеристиками. Тампонажный состав для изоляции зон интенсивного поглощения, включающий портландцемент, полуводный гипс, глину, пенообразователь и воду, при этом он дополнительно содержит хлорид кальция, гидроксиэтилцеллюлозу и инертную добавку, при этом в качестве глины состав содержит палыгорскитовый, или монтмориллонитовый, или каолиновый термомеханически активированный глинопорошок, а в качестве пенообразователя - анионактивное или амфотерное поверхностно-активное вещество ПАВ, при следующем соотношении компонентов, мас.ч: портландцемент 76,0-91,9; полуводный гипс 4,0-16,0; указанный глинопорошок 4,0-20,0; инертная добавка 0,1-4,0; указанный пенообразователь 0,1-0,5; хлорид кальция 4,0-12,0; гидроксиэтилцеллюлозу 0,1-0,2; и при водотвердом соотношении 0,6-1,0, при этом смесь портландцемента, полуводного гипса, указанного глинопорошока и инертной добавки составляет 100 мас.ч. 3 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к составам для временного блокирования продуктивного пласта на водной основе, и может быть использовано при капитальном ремонте скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и высокой дренированности продуктивных пластов. Технический результат - повышение эффективности временного блокирования, сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, повышение технологичности процесса блокирования за счет использования состава с улучшенными тиксотропными свойствами, способствующими плавному структурированию в процессе приготовления состава, и создание высоких гидравлических сопротивлений при блокировании, препятствующих глубокому проникновению в пласт жидкой фазы блокирующего состава. Состав для временного блокирования продуктивного пласта на водной основе содержит карбоксиметилцеллюлозу, кальций хлористый, аммоний фосфорнокислый двузамещенный, Морпен и воду, дополнительно содержит калий хлористый и цинка стеарат, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза 0,5-3,0, кальций хлористый 3-12, аммоний фосфорнокислый двузамещенный 5-15, Морпен 0,05-1,00, калий хлористый 0,1-1,0, цинка стеарат 0,1-5,0, вода остальное. 1 ил., 5 пр.
Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, значительное увеличение эффективности кислотной обработки. Кислотный состав для кислотной обработки добывающих и нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах содержит, % масс.: соляную кислоту 24%-ную или 36%-ную 25,0-50,0, алкилбензолсульфокислоту, содержащую в алкильной группе 12-14 атомов углерода, 0,1-2,0, лимонную кислоту 0,5-3,0, уксусную кислоту 3,0-12,0, метиловый спирт 3,0-10,0, препарат ОС-20 0,5-2,5, ингибитор коррозии типа «ИКУ-118» 1,0-5,0, фтористоводородную кислоту 40%-ную 0,0-7,5, стабилизатор железа типа «Ферикс» 0,0-5,0, воду остальное. Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного, терригенного или смешанного пласта включает закачку в скважину кислотного состава в количестве 1,0-5,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, причем в качестве кислотного состава используют указанный выше состав или его раствор в пресной воде при соотношении указанный выше состав : пресная вода, равном 1:1-1:2 соответственно. Способ обработки развит в зависимом пункте. 2 н. п. ф-лы, 1 з. п. ф-лы, 3 табл., 4 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в скважину с применением кремнийорганических соединений, может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Способ изоляции водопритока в скважину включает закачку в изолируемый интервал кремнийорганического продукта. К кремнийорганическому продукту при перемешивании добавляют нефть девонскую, в качестве кремнийорганического продукта используют продукт 119-296И марки Б. Затем добавляют воду плотностью 1000-1190 кг/м3, перемешивают и закачивают состав в изолируемый интервал при следующем соотношении ингредиентов, об.ч.: продукт 119-296И марки Б 100, вода плотностью 1000-1190 кг/м3 50-100, нефть девонская 10-20. Закрепляют состав закачиванием жидкого стекла. Причем между составом и жидким стеклом закачивают буфер из пресной воды. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока за счет регулирования сроков гелеобразования закачиваемого состава и предотвращения его преждевременного гелеобразования. 1 табл.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет выравнивания приемистости подземных неоднородных формирований со значительными температурными градиентами. По способу предусматривают использование по меньшей мере одной добывающей и одной нагнетательной скважин. Анализируют распределение температур в зоне между нагнетательной и добывающей скважинами. При распределении температур в зоне месторождения между нагнетательной и добывающей скважинами таким образом, что минимальная температура не менее 20°С, максимальная температура не более 320°С, а их разность составляет по меньшей мере 20°С, закачивают в нефтяное месторождение через нагнетательную скважину водные гелеобразующие препараты, содержащие воду и один или несколько химических компонентов. Обеспечивают возможность этих препаратов после закачивания в месторождение под действием температуры последнего образовывать гели. Упомянутые препараты принимают отличными друг от друга типом и/или концентрацией содержащихся в них химических компонентов. Химические компоненты и/или их концентрацию выбирают таким образом, чтобы температура гелеобразования и/или время гелеобразования второй и при необходимости любой другой закачиваемой порции отличались от соответствующих параметров закачанной перед этим порции. 18 з.п. ф-лы, 7 ил., 4 табл.

Настоящее изобретение относится к эксплуатации углеводородсодержащих пластов или нагнетательных скважин. Способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: a) обеспечение композицией, включающей инициатор загустевания, изменяющий pH, и полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) активизацию действия инициатора загустевания pH для смещения pH композиции в указанную область его значений и d) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки. По другому варианту способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: а) обеспечение композицией, содержащей полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) обеспечение инициатора загустевания, изменяющего pH; d) активацию действия инициатора загустевания для смещения pH композиции в указанную область его значений и е) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности инициирования и контролирования образования пробок. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 5 пр., 3 ил.
Наверх