Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты)

Авторы патента:

Алтунина Любовь Константиновна (RU)

Стасьева Любовь Анатольевна (RU)

Кувшинов Владимир Александрович (RU)

C09K8/584 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

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.

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:

V_p=(m₀-m)/(S·τ).

где V_p - 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 К_в, %. 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

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

Способ приготовления состава для ликвидации заколонных перетоков в скважине // 2546684

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.

Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений // 2546158

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.

Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта // 2545582

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.

Тампонажный состав для цементирования обсадных колонн в условиях нормальных и пониженных температур (варианты) // 2545208

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.

Полимерная жидкость с инициируемым загустеванием для закачивания в пласт и способы ее применения // 2544932

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.

Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений // 2544213

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.

Способ изоляции водопритока в скважину // 2543849

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.

Кислотный состав для обработки скважин в карбонатных и терригенных коллекторах и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением // 2543224

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

Состав для временного блокирования продуктивного пласта на водной основе // 2543003

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.

Способ изготовления легковесного кремнеземистого магнийсодержащего проппанта // 2547033

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.

Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ // 2547187

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.

Многоцелевой гелеобразующий состав // 2547528

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.

Состав для повышения нефтеотдачи пластов // 2547871

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.

Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения // 2548266

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.

Обработка скважины // 2549950

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.

Способ устранения заколонных перетоков и межколонных давлений в нефтяных и газовых скважинах // 2550116

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.

Способ изоляции водопритоков в скважину (варианты) // 2550617

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.

Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты ) // 2550623

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.

Семейства ингибиторов солевых отложений, имеющих отличные профили поглощения, и их применение в нефтяном промысле // 2550625

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.