Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты)



Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты)
Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты)
Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты)
Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты)

 


Владельцы патента RU 2546700:

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов с различной проницаемостью, насыщенных высоковязкой нефтью. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий неионогенное и анионактивное поверхностно-активные вещества - НПАВ и АПАВ, борную кислоту и воду, содержит в качестве указанных ПАВ комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь НПАВ АФ9-12, или NP-40, или NP-50 и АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1 и дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин при следующем соотношении компонентов, мас. %: комплексный ПАВ или смесь НПАВ и АПАВ 1,0-4,0, борная кислота 1,0-15,0, глицерин 10,0-90,0, вода - остальное. По другому варианту указанный состав содержит в качестве указанных ПАВ комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь НПАВ АФ9-12, или NP-40, или NP-50 и АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1 и дополнительно - технический или дистиллированный глицерин и карбамид при следующем соотношении компонентов, мас. %: комплексный ПАВ или смесь НПАВ и АПАВ 1,0-4,0, борная кислота 1,0-15,0, глицерин 10,0-90,0, карбамид 5,0-10,0, вода - остальное. Технический результат - понижение температуры замерзания, повышение коэффициента вытеснения высоковязкой нефти, возможность использования состава как при высокой пластовой температуре или как при тепловом воздействии, так и при низкой пластовой температуре. 2 н.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл., 8 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов с различной проницаемостью, насыщенных высоковязкой нефтью.

Известны составы для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора на основе соляной кислоты (пат. RU 2100587, E21B 43/27, 1997; пат. RU 2106487, E21B 43/27, 1998; пат. RU 2204708, E21B 43/27, 2003; пат. RU 2293101, E21B 43/27, 2007, пат. RU 2307149, C09K 8/74, 2007), содержащие поверхностно-активные вещества. Недостатками этих составов являются высокая скорость растворения карбонатов при высоких температурах, что снижает глубину обработки пласта, при использовании жидких кислотных составов возникают проблемы с приготовлением составов и дополнительные расходы при транспортировке и хранении данных составов.

Известна композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин, включающая поверхностно-активное вещество и соляную кислоту (пат. RU. 2110679, E21B 43/27, 1998;). Композиция, кроме снижения скорости реагирования кислотного состава с породой, повышает приток нефти в добывающие скважины и увеличивает приемистость добывающих и нагнетательных скважин. Однако состав имеет недостаточно высокую нефтевытесняющую способность.

Наиболее близким к предлагаемому составу является состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий 0.13-0.8 мас.% оксиэтилированного алкилфенола, 0.05-0.33 мас.% дидецилсульфосукцината натрия или алкансульфоната натрия, 1.0-2.0 тетрабората натрия, 1.0-2.0 борной кислоты и воду - остальное (пат. RU 1228543, кл. E21B 43/22, 1984). Состав обеспечивает повышение нефтеотдачи только при высоких пластовых температурах, причем его нефтевытесняющая способность увеличивается с повышением температуры. Растворы являются маловязкими, в результате чего может возникнуть вязкостная неустойчивость фронта вытеснения и прорыв закачиваемого флюида в добывающие скважины. Кроме того, состав имеет температуру замерзания в пределах 0 - минус 1°C.

Задачей изобретения является создание для условий месторождений высоковязких нефтей с карбонатным коллектором эффективных вытесняющих составов на основе ПАВ, позволяющих повысить эффективность нефтевытеснения не только за счет нефтевытесняющих свойств составов, но и за счет увеличения проницаемости карбонатного коллектора пласта как с высокой пластовой температурой или при тепловом воздействии, так и с низкой пластовой температурой. За счет регулируемой вязкости и плотности эти составы могут обеспечивать модификацию профиля заводнения.

Технический результат - возможность использования состава как при высокой пластовой температуре или при тепловом воздействии, так и при низкой пластовой температуре, понижение температуры замерзания состава, повышение коэффициента вытеснения высоковязкой нефти за счет увеличения проницаемости карбонатного коллектора и модификации профиля заводнения.

Состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий неионогенное и анионактивное поверхностно-активные вещества - НПАВ и АПАВ, борную кислоту и воду, отличающийся тем, что содержит в качестве указанных ПАВ комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь НПАВ АФ9-12, или NP-40, или NP-50 и АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1 и дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин или дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин и карбамид при следующем соотношении компонентов, мас.%:

комплексный ПАВ
или смесь НПАВ и АПАВ 1.0-4.0
борная кислота 1.0-15.0
глицерин 10.0-90.0
вода остальное

или

комплексный ПАВ
или смесь НПАВ и АПАВ 1.0-4.0
борная кислота 1.0-15.0
глицерин 10.0-90.0
карбамид 5.0-10.0
вода остальное

Введение глицерина в состав приводит к образованию кислой среды с pH от 1.9 до 5.0 ед. pH, что позволяет ей вступить в реакцию с карбонатной породой, но за счет вязкости системы реакция растворения карбонатной породы имеет невысокую скорость. Варьируя соотношения компонентов состава, можно регулировать растворяющую способность состава по отношению к карбонатному коллектору. Кроме того, введение глицерина в состав снижает температуру замерзания состава, увеличивает его вязкость и плотность, улучшает совместимость с минерализованными пластовыми водами. Предлагаемый состав оказывает комплексное воздействие на месторождение, позволяет увеличить проницаемость карбонатного коллектора, обеспечивает высокую степень вытеснения нефти и модификацию профиля заводнения.

Для приготовления составов можно использовать глицерин дистиллированный и глицерин технический. Технический глицерин - отход получения биотоплив, его ориентировочный состав: глицерин - 80÷82%; вода - 10÷45%; NaCl - 5÷7%, плотность при 20°C - 1,27 г/см3.

Введение в состав карбамида позволяет снизить температуру застывания состава, увеличить плотность растворов, улучшить совместимость ПАВ с минерализованными пластовыми водами. При повышенных пластовых температурах происходит гидролиз карбамида и в пластовых условиях образуется аммиачно-боратная буферная система, что позволяет увеличить коэффициент нефтеотдачи как за счет увеличения проницаемости карбонатного коллектора, так и за счет повышения нефтевытесняющей способности состава. 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. Варьируя концентрации компонентов состава, можно получить растворы с заданной плотностью и вязкостью, совместимые с минерализованными пластовыми водами, для различных геолого-физических условий месторождений.

Состав содержит или комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного (АФ9-12, или NP-40, или NP-50) и анионактивного ПАВ (волгоната или сульфонола, или NPS-6) в соотношении 2:1.

Физико-химические свойства состава с различными соотношениями компонентов приведены в таблице 1. Плотность растворов определяют пикнометрическим методом, вязкость - вибрационным методом с использованием вискозиметра «Реокинетика», измерения проводят при температурах 20°C, pH растворов определяют потенциометрическим методом с применением стеклянного электрода.

Растворяющую способность предлагаемого состава по отношению к карбонатным породам определяют по скорости реакции растворов с мрамором гравиметрическим методом. Определяют массу и площадь поверхности кусков мрамора, помещают их в стеклянные ячейки, заливают раствором и выдерживают в воздушном термостате при 20, 50 и 90°C в течение 20 часов. Затем после опыта куски мрамора промывают и после просушки взвешивают. Оценку скорости реакции состава с мрамором рассчитывают по формуле:

Vp=(m0-m)/(S·τ).

где Vp - скорость реакции, г/м·ч;

m0 - масса куска мрамора до проведения опыта, г;

m - масса куска мрамора после проведения опыта, г;

S - площадь куска, м2;

τ - время опыта, ч.

Результаты испытаний растворяющей способности состава приведены в таблице 2. Приводим примеры конкретных составов.

Пример 1. К 870.0 г пресной воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 10.0 г борной кислоты и 100.0 г глицерина дистиллированного. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0 мас.% Нефтенола ВВД, 10.0 мас.% борной кислоты, 10.0 мас.% глицерина дистиллированного и 87.0% воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1, 2.

Пример 2. 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты и 30.0 г пресной воды добавляют к 900.0 г глицерина технического. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0 мас.% Нефтенола ВВД, 5.0 мас.% борной кислоты, 90.0 мас.% глицерина технического и 3.0% воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1,2.

Пример 3. К 700.0 г глицерина дистиллированного добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 10.0 г борной кислоты и 180.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0 мас.% Нефтенола ВВД, 10.0 мас.% борной кислоты, 70.0 мас.% глицерина дистиллированного и 18.0% воды. Проводят исследования влияния закачки состава на фильтрационные характеристики: подвижность, скорость фильтрации и вытеснение нефти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения из линейной модели пласта, растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований приведены в таблицах 1, 2 и на фиг. 1.

Пример 4. 10.0 г Нефтенола ВВД, 150.0 г борной кислоты добавляют к 840.0 г глицерина дистиллированного. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0 мас.% Нефтенола ВВД, 15.0 мас.% борной кислоты и 84.0 мас.% глицерина дистиллированного. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1,2.

Пример 5. К 380.0 г пресной воды добавяют 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты 50.0 г карбамида и 500.0 г глицерина дистиллированного. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0 мас.% Нефтенола ВВД, 5.0 мас.% борной кислоты, 5.0% карбамида, 50.0 мас.% глицерина дистиллированного и 38.0% воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1, 2.

Пример 6. 40.0 г Нефтенола ВВД, 100.0 г борной кислоты, 50.0 г карбамида и 110.0 г пресной воды добавляют к 700.0 г глицерина дистиллированного. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 4.0 мас.% Нефтенола ВВД, 10.0 мас.% борной кислоты, 5.0% карбамида, 70.0 мас.% глицерина дистиллированного и 11.0% воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1,2.

Пример 7. К 500.0 г глицерина технического добавляют 20.0 г АФ9-12, 10.0 г волгоната, 50.0 г борной кислоты, 100.0 г карбамида и 320.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0 мас.% АФ9-12, 1.0 мас.% волгоната, 5.0 мас.% борной кислоты, 10.0 мас.% карбамида, 50.0 мас.% глицерина технического и 32.0% воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1, 2.

Пример 8. 20.0 г Нефтенола ВВД, 100.0 г борной кислоты, 100.0 г карбамида и 80.0 г пресной воды добавляют к 700.0 г глицерина дистиллированного. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0 мас.% Нефтенола ВВД, 10.0 мас.% борной кислоты, 10.0 мас.% карбамида, 70.0 мас.% глицерина дистиллированного и 8.0% воды. Проводят исследования влияния закачки состава при 20, 90 и 120°С на фильтрационные характеристики: подвижность, скорость фильтрации и доотмыв нефти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения из линейной (фиг. 1) и неоднородной (фиг. 2) нефтенасыщенной модели пласта в условиях, моделирующих пластовые, и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований приведены в таблицах 1, 2 и на фиг. 1, 2.

Эффективность применения предлагаемых составов изучают в процессе доотмыва остаточной нефти из линейной и неоднородной модели пласта - одной либо двух параллельных колонок с различной проницаемостью в условиях, моделирующих либо естественный режим разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения при температуре 20-24°С, либо площадную закачку горячей воды в области температур 90-120°С.

Через каждые 5-15 минут замеряют температуру, давление на входе и выходе из колонок, объемы втесненной нефти и воды из каждой колонки. По полученным данным рассчитывают градиент давления grad P, атм/м, скорость фильтрации V, м/сут, подвижность жидкостей k/μ, мкм2/(мПа·с), и коэффициент вытеснения нефти водой и композициями Кв, %. Проводят также измерения pH, вязкости и концентрации в водной фазе карбамида, являющегося компонентом композиций.

Используют насыпные модели пласта, приготовленные из дезинтегрированного кернового материала или мрамора, пресную воду или модель пластовой воды Усинского месторождения с минерализацией 62.1 г/л и дегазированную нефть Усинского месторождения (термостабилизированная нефть с добавлением 30% керосина). Проницаемость моделей находилась в пределах от 0.347 до 1.749 мкм2, проницаемость параллельных колонок различалась в 2.7 раза. Время термостатирования составляло 15-18 часов, противодавление - 12-18 атм.

В линейную нефтенасыщенную модель пласта, представленную дезинтегрированным мрамором, с исходной газопроницаемостью 0.347 мкм2 при температуре 24°C и противодавлении 12 атм закачивают последовательно: 8.2 поровых объема модели пластовой воды Усинского месторождения с минерализацией 62.1 г/л, 0.515 поровых объемов состава 3, содержащего 2 мас.% нефтенола ВВД, 10 мас.% борной кислоты, 70 мас.% глицерина дистиллированного, воду - остальное, и оставляют на 18 часов на реакцию, после прокачивают 34.4 поровых объема модели пластовой воды, фиг. 1. После закачки состава 3, фиг.1, абсолютный коэффициент нефтевытеснения увеличился с 12.0 до 23.4%, прирост коэффициента нефтевытеснения составил 11.4%. При этом градиент давления увеличивался после закачки композиции с 8.0 до 110-111 атм/м, с последующим постепенным снижением до 4.5 атм/м, подвижность после закачки состава 3 снизилась с 0.07 до 0.003 мкм2/(мПа·с), с последующим постепенным увеличением до 0.025 мкм2/(мПа·с).

При последующем повышении температуры до 90°C, фиг. 1, после закачки 0.51 поровых объема состава 3, наблюдалось снижение градиента давления до 3.3-4.5 атм/м и увеличение подвижности до 0.12-0.14 мкм2/(мПа·с), без дополнительного нефтевытеснения. При повышении температуры до 120°C, фиг. 1, после закачки 0.50 поровых объемов состава 8, содержащего 2 мас.% нефтенола ВВД, 10 мас.% борной кислоты, 10 мас.% карбамида, 70 мас.% глицерина дистиллированного и воду - остальное, величина градиента давления находилась на уровне 3.3-4.5 атм/м, подвижность увеличилась 0.15-0.19 мкм2/(мПа·с), абсолютный коэффициент нефтевытеснения увеличился с 23.4 до 28.6%, прирост коэффициента нефтевытеснения составил 5.2%, фиг. 1.

В неоднородную нефтенасыщенную модель пласта с карбонатным коллектором с исходной газовой проницаемостью колонок 1.749 и 0.647 мкм2 при 20-24°C, фиг. 2, закачивают модель пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 62.1 г/л) в объеме 3.7 объема пор. Среднее соотношение подвижности жидкостей в моделях при вытеснении нефти водой было 10:1. Коэффициент вытеснения нефти водой составил по первой колонке - 52.3%, по второй - 25.3%, фиг.2, в среднем по модели 39.6%.

После вытеснения нефти осуществляют закачку 0.52 поровых объемов состава 8, содержащего 2 мас.% нефтенола ВВД, 10 мас.% борной кислоты, 10 мас.% карбамида, 70 мас.% глицерина дистиллированного и воду - остальное, выдерживают 17 часов и продолжают закачку воды до полной обводненности продукции на выходе из колонок. Всего было прокачано 6.1 порового объема пластовой воды, при этом через первую колонку прошло 4.9 поровых объема, через вторую - 7.3 поровых объема, то есть произошло перераспределение фильтрационных потоков, среднее соотношение подвижности жидкостей в моделях стало 1:1.3 (было 10:1). Градиент давления увеличился после закачки состава с 4.1 до 108-110 атм/м, с последующим постепенным снижением. Коэффициент вытеснения нефти водой и составом составил по первой колонке 61.7%, по второй - 49.5%, фиг. 2, в среднем по модели - 55.9%, прирост коэффициента нефтевытеснения составил по первой колонке 9.3%, по второй - 24.2%, в среднем по модели - 16.3%.

При последующем повышении температуры до 90°C, фиг. 2, после закачки 0.51 поровых объема состава 8, наблюдалось снижение градиента давления и увеличение подвижности, среднее соотношение подвижности жидкостей в моделях стало 1:3, без дополнительного нефтевытеснения.

При повышении температуры до 120°C, фиг. 2, после закачки 0.52 поровых объемов состава 8, выдержке и последующей закачке воды произошло дополнительное вытеснение нефти из более низкопроницаемой модели: абсолютный коэффициент нефтевытеснения увеличился с 49.5 до 60.7%, прирост коэффициента нефтевытеснения составил 11.2%, фиг. 2. Абсолютные коэффициенты нефтевытеснения - 61.7 и 60.7%, в среднем по модели 61.4%.

Таким образом, предлагаемый состав оказывает комплексное воздействие на месторождение, позволяет увеличить проницаемость карбонатного коллектора, обеспечивает высокую степень вытеснения нефти и модификацию профиля заводнения.

1. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий неионогенное и анионактивное поверхностно-активные вещества - НПАВ и АПАВ, борную кислоту и воду, отличающийся тем, что содержит в качестве указанных ПАВ комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь НПАВ АФ9-12, или NP-40, или NP-50 и АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1 и дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин при следующем соотношении компонентов, мас.%:

комплексный ПАВ
или смесь НПАВ и АПАВ 1.0-4.0
борная кислота 1.0-15.0
глицерин 10.0-90.0
вода остальное

2 Состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий неионогенное и анионактивное поверхностно-активные вещества - НПАВ и АПАВ, борную кислоту и воду, отличающийся тем, что содержит в качестве указанных ПАВ комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь НПАВ АФ9-12, или NP-40, или NP-50 и АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1 и дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин и карбамид при следующем соотношении компонентов, мас.%:
комплексный ПАВ
или смесь НПАВ и АПАВ 1.0-4.0
борная кислота 1.0-15.0
глицерин 10.0-90.0
карбамид 5.0-10.0
вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретения относятся к нефтегазовой промышленности. Технический результат - придание кислотному составу минимальной начальной вязкости при минимальном влиянии на реологическое поведение кислотного состава при истощении кислоты.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам приготовления составов для ликвидации заколонных перетоков в скважине. Технический результат - повышение технологичности и эффективности ликвидации заколонных перетоков в скважине за счет увеличения прочности и расширения диапазона времени отверждения состава на основе микроцемента.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений. Состав содержит поверхностно-активное вещество на основе полимера окиси этилена - реагент ИТПС 806 марка Б 0,1-5,0 мас.% и смесь алифатических и ароматических углеводородов в виде реагента ИТПС 010 марка А - остальное.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение приемистости нагнетательных скважин и интенсификации притока флюида из продуктивного пласта с карбонатными коллекторами за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, уменьшения интенсивности кислотной коррозии, предотвращения выпадения вторичных осадков и образования эмульсии и обеспечения моющего действия состава.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к рецептурам тампонажных материалов, используемых для цементирования обсадных колонн в условиях нормальных и пониженных температур при наличии неинтенсивно поглощающих горизонтов и водоносных пластов.

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.

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.
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.
Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, значительное увеличение эффективности кислотной обработки.

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.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов. Технический результат изобретения заключается в снижении разрушаемости гранул проппанта при сохранении низкой плотности материала. Исходную шихту, содержащую кварцполевошпатный песок и/или кварцит и материал - источник оксида магния, сушат и осуществляют помол. Перед помолом дополнительно вводят диатомит в количестве 0,2-10,0 масс.% при содержании в шихте MgO 9,1-10,9 масс.% в пересчете на прокаленное вещество. 1 табл.

Изобретение относится к композициям и способам для обработки подземного пласта. Способ включает вытеснение первого флюида на углеводородной основе, присутствующего в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом, контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом с образованием третьего флюида, где второй флюид содержит водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество ПАВ на основе амина, выбранное так, что указанное контактирование протонирует, по меньшей мере, часть ПАВ с образованием третьего флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 об.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, присутствующих во флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5, а ПАВ имеет указанную структуру. Система для обработки подземной скважины. Флюид, включающий обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и указанное выше ПАВ. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности разрушения фильтрационной корки. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 6 ил., 3 табл., 2 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изменении фильтрационных характеристик пластов, при проведении гидроразрыва, разделении потоков жидкостей в скважине, очистке ствола скважин и других ремонтных работах. Многоцелевой гелеобразующий состав включает 3-4 мас.% карбоксиметилцеллюлозы или полианионной целлюлозы, 5-14 мас.% алюмокалиевых квасцов, 0,2-06 мас.% сульфанола, 0,2-0,6 мас.% пропиленгликоля, 0,02-0,06 тетрабората натрия и воду. Техническим результатом является получение нетоксичного гелеобразующего состава с уменьшенной плотностью. 6 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пластов. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий загуститель и моющий агент, содержит в качестве загустителя смесь рапсового и пальмового масел, в качестве моющего агента - ксилол при следующем соотношении компонентов, мас.%: рапсовое масло 90,0 - 95,0, пальмовое масло 3,0 - 8,0, ксилол 2,0 - 5,0. Технический результат - повышение нефтевытесняющих свойств и нефтеотдачи пластов. 3 пр., 4 ил.

Изобретение относится к извлечению тяжелой нефти из подземного месторождения. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения включает: закачивание наноэмульсии типа масло-в-воде в одну или более нагнетательных скважин, извлечение указанной тяжелой нефти из одной или более эксплуатационных скважин, где указанную наноэмульсию получают способом, включающим: получение однородной смеси (1) вода/нефтепродукт, отличающейся поверхностным натяжением не выше 1 мН/м, содержащей воду в количестве от 65% масс. до 99,9% масс., в расчете на общую массу смеси (1), и по меньшей мере два поверхностно-активных вещества - ПАВ, обладающие различными значениями гидрофильно-липофильного баланса - ГЛБ, выбранные из неионных, анионных, полимерных ПАВ, предпочтительно неионных, указанные ПАВ присутствуют в таких количествах, чтобы сделать смесь (1) однородной, разбавление смеси (1) дисперсионной средой, состоящей из воды, к которой добавлено по меньшей мере одно ПАВ, выбранное из указанных ПАВ, количества указанной дисперсионной среды и указанного ПАВ таковы, что получают наноэмульсию типа масло-в-воде, имеющую значение ГЛБ выше, чем ГЛБ смеси (1). Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности извлечения. 33 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 пр.

Группа изобретений относится к нефтепромысловым применениям, в частности к способам для устранения поглощения бурового раствора в забое скважины, в подземном резервуаре. Способ включает подачу насосом в зону ствола скважины или в призабойную зону скважины гелеобразующего материала для борьбы с поглощением бурового раствора (LCM), включающего жидкость-носитель, содержащую полимеризующиеся соединения. Причем материал для борьбы с поглощением дополнительно включает инициатор полимеризации и капли ускорителя в оболочках, содержащегося в них. Подвергают гелеобразующий материал воздействию, достаточному для разрушения целостности оболочек. Обеспечивают контакт между полимеризующимися соединениями, инициатором полимеризации и ускорителем. Техническим результатом является повышение эффективности устранения поглощения. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 3 ил., 7 табл., 5 пр.

Настоящее изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин. В способе устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающем приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900÷1000°C с удельной поверхностью 300÷400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс.%: бездобавочный портландцемент 85-75, каолиновая глина 10-18, сульфат алюминия 4,7-6,1, борная кислота 0,2-0,5, воздухововлекающая добавка Аэропласт 0,1-0,4, жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63÷0,65 м3/т и 0,40÷0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не более 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не более 1950 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения, интенсивностью и продолжительностью перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°C в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин. Технический результат - повышение качества цементирования. 2 табл.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах, а также тампонирования промытых зон в нагнетательных скважинах. Способ изоляции водопритоков в скважину включает закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из модифицированного жидкого стекла, 3,6-10 или 1-3,5 об.ч. этилацетата и поверхностно-активного вещества. При этом в водоизоляционной композиции в качестве модифицированного жидкого стекла при температурах выше 10°С используют 100 об.ч. высокомодульного жидкого стекла с силикатным модулем 3,5-6 и плотностью 1025-1200 кг/м3. В качестве поверхностно-активного вещества применяют 0,2 об.ч. моющего препарата с массовой долей поверхностно-активных веществ 30-38% и температурой замерзания не выше минус 30°С. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока и расширение температурного диапазона применения способов. 2 н.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к вариантам способа исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта, чтобы задержать прорыв рабочей жидкости из нагнетательной скважины, имеющей первое значение давления забоя, через зону, которая простирается к эксплуатационной скважине, имеющей второе значение давления забоя, при этом разница между первым значением давления забоя и вторым значением давления забоя определяется как ΔPbh, причем зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола, образованные за счет добычи углеводородов из эксплуатационной скважины, и позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной посредством указанной зоны, такую что ΔPbh уменьшается по меньшей мере на 50 фунт/кв. дюйм (psi) за двенадцатичасовой период; причем способ включает в себя следующие операции: введение закупоривающей композиции в зону, содержащей цементный раствор, который может быть закачан в зону и подземный пласт; создание условий для схватывания закупоривающей композиции в зоне внутри подземного пласта в течение времени, достаточного для образования цементной пробки внутри зоны, чтобы снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной через зону; введение предшественника геля в зону и создание условий для схватывания предшественника геля в течение времени, достаточного для образования пробки из геля внутри зоны, чтобы дополнительно снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности способа. 2 н. и 38 з.п. ф-лы, 8 ил., 1 табл.

Изобретение относится к семействам ингибиторов солевых отложений и их применению в интенсификации притока из нефтяного месторождения. Способ обеспечения ингибирования образования солевых отложений в нефтяном месторождении, включающий стадии: a) введения по меньшей мере двух входящих потоков жидкости по меньшей мере в две продуктивные зоны нефтедобывающей скважины, соединенной с нефтяным месторождением, или по меньшей мере в две различные нефтедобывающие скважины, из которых по меньшей мере два выходящих потока из двух зон или скважин объединяют перед извлечением с ингибитором солевых отложений, содержащим детектируемые группировки, вводимым в нефтяное месторождение(я) и/или в жидкость, причем применяют два различных ингибитора солевых отложений, каждый из которых предназначен для каждой из двух зон или скважин, указанные е ингибиторы содержат различные детектируемые группировки по их максимумам поглощения, которые различают аналитическим способом на поглощение; b) вытеснения нефти, c) извлечения выходящего потока жидкости, содержащей нефть, d) измерения количеств различных ингибиторов в извлеченном потоке жидкости аналитическим способом на поглощение или жидкости, полученной из него, и e) необязательно решения проблемы образования солевых отложений, которая возникает в зоне или скважине, для которой предназначен ингибитор солевых отложений, если количество ингибитора солевых отложений меньше указанной величины, где один из двух ингибиторов представляет собой указанный полимер и другой ингибитор представляет собой другой указанный полимер. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности ингибирования. 3 н. и 4 з.п. ф-лы, 6 табл., 10 пр.
Наверх