Способ вытеснения высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне многолетнемерзлых пород

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче высоковязкой нефти, в частности к вытеснению высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне распространения многолетнемерзлых пород. Технический результат - обеспечение вытеснения высоковязкой нефти без загрязнения продуктивного пласта и без растепления многолетнемерзлых пород, окружающих скважины. В способе вытеснения высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне распространения многолетнемерзлых пород, включающем закачивание через нагнетательные скважины нагретого полимерного раствора, продавливание его до забоя добывающей скважины пластовой водой с вытеснением находящейся в пласте высоковязкой нефти с последующей добычей и транспортировкой ее через ствол добывающей скважины на поверхность, используют в качестве полимерного раствора гидрофобный полимерный раствор - ГПР, полученный с использованием при затворении водометанольной жидкости - ВМЖ с соотношением вода:метанол 60:40 при соотношении водорастворимый полимер:ВМЖ 1:1, ГПР нагрет до пластовой температуры, а соотношение его вязкости к вязкости пластовой нефти составляет не менее 1:10, при давлении продавливания, не превышающем давление подошвенной воды и газовой шапки, при этом в качестве водорастворимого полимера использованы водорастворимые производные целлюлозы, или полиакриламид, или гидролизованный полиакрилонитрил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче высоковязкой нефти, в частности к вытеснению высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне распространения многолетнемерзлых пород.

В условиях сокращения добычи нефти из крупных месторождений все большее внимание уделяется добыче трудноизвлекаемой высоковязкой нефти из более мелких и удаленных месторождений. В Западной Сибири сосредоточено более 40% тяжелой нефти России, характеризующейся различными значениями вязкости [Макаревич В.Н., Искрицкая Н.И., Богословский С.А. Ресурсный потенциал тяжелых нефтей Российской Федерации: перспективы освоения // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2010. - Т.5. - №2].

В мировой практике широкое распространение при добыче высовязких нефтей нашли следующие методы воздействия: вытеснение нефти подогретой водой; вытеснение нефти паром; пароциклическое воздействие; внутрипластовое горение; воздействие на нефть поверхностно-активными веществами; законтурное заводнение; щелочное заводнение; полимерное заводнение; водогазовое воздействие.

В условиях высокой вязкости нефти напор краевых подошвенных вод оказывается малоэффективным, хотя конечная нефтеотдача достигает около 1%. Воздействие пара может оказаться не ффективным в случае наличия заколонных перетоков или прорыва воды и газа к забоям добывающих скважин.

Эффект от мероприятий по интенсификации притока в виде паротепловых обработок может оказаться низким по причине возможного прорыва пара к забоям скважин. Вытеснение нефти методом внутрипластового горения до настоящего времени недостаточно изучено, поэтому спрогнозировать воздействие горящего пламени на нефть до сих пор не представляется возможным. Воздействие на нефть поверхностно-активными веществами в условиях наличия многолетнемерзлых пород оказывается малоэффективным из-за низких температур пласта, замедляющих технологические реакции. Щелочное заводнение хотя теоретически проработано, но практически нигде не было испытано.

Таким образом, из имеющихся технологических приемов вытеснения нефти наиболее приемлемыми оказываются закачивание в пласт горячей воды (как наименее затратной), водогазовое воздействие и полимерное заводнение [Антониади Д.Г. Теория и практика разработки месторождений с высоковязкими нефтями. - Краснодар: Изд-во «Советская Кубань», 2004. - 336 с.] и [Буторин О.И., Пияков Г.Н. Обобщение экспериментальных исследований по определению эффективности применения газового и водогазового воздействия на пласты // Нефтепромысловое дело. 1995. №8. - С. 54-59].

Для условий месторождений, находящихся на севере Западной Сибири, закачиваемая в пласт вода должна иметь температуру в интервале 100-110°С. Результаты исследований показывают, что при такой температуре коэффициент вытеснения нефти может увеличиться в 1,5 раза и достичь величины 0,75 д.ед. Иными словами, вытеснение нефти из пласта увеличивается на 50%. При дальнейшем увеличении температуры заметного вытеснения нефти не наблюдается.

При водогазовом воздействии помимо вытеснения нефти происходит дополнительное отмывание остаточной нефти газом. При увеличении доли газа в водогазовой смеси эффективность вытеснения нефти возрастает. В нагнетательных скважинах эффект еще более заметен, так как происходит кратное и более увеличение приемистости этих скважин.

Применение водного раствора полимера в качестве вытесняющего агента является весьма эффективным. Так, в ходе экспериментов [Дубив И.Б. Оценка перспективных технологий разработки сложнопостроенных месторождений высоковязкой нефти на примере Тазовского НГКМ // Бурение и нефть. 2012. №5. - С. 28-30] при пластовой температуре коэффициент вытеснения достигал величины 0,62 д. ед. При нагреве полимера эффективность вытеснения нефти увеличивалась, например, при нагреве полимера до 60°С коэффициент вытеснения достигал 0,69 д. ед., а при нагреве до 80°С - 0,72 д. ед. Установлено, что с ростом температуры возрастают фазовые проницаемости по нефти и раствору полимера за счет снижения вязкости флюидов и, как следствие, происходит увеличение коэффициента вытеснения. Однако следует отметить, что при равных температурах отмечается прирост коэффициента вытеснения в случае закачки полимерного раствора от 8 до 23% по сравнению с закачкой воды за счет выравнивания вязкостей закачиваемого агента и пластовой нефти.

Дальнейшее увеличение температуры нагрева может привести к растеплению многолетнемерзлых пород, что недопустимо. С другой стороны, использование водного раствора полимера в условиях низких температур окружающего воздуха также чревато неприятностями, связанными с его замерзанием при низких температурах.

Принцип действия технологических приемов вытеснения нефти заключается в закачивании вытесняющих агентов в нагнетательные скважины, продавливание их от забоя нагнетательной скважины к забою добывающей скважины с удалением этих агентов и добываемой нефти на поверхность.

Известен способ разработки пласта, включающий закачивание через нагнетательные скважины полимерного раствора [RU №2148155 C1, МПК7 E21B 43/20, E21B 43/22, опубл. 27.04.2000].

Недостатком известного способа является то, что при вытеснении высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне многолетнемерзлых пород, загущенный полимерный раствор на основе воды может замерзнуть или загидратиться и не дать ожидаемого эффекта.

Известен способ вытеснения высоковязкой нефти из нефтяной залежи, заключающийся в закачивании состава, включающего 0,5-1%-ный раствор полиакриламида (ПАА), который продавливают в призабойную зону пластовой водой [RU №2117755 C1, МПК6 E21B 43/22, опубл. 20.08.1998], при этом достигают снижения коррозионной активности воздействия используемых растворов, увеличения глубины закачки и снижения давлений закачки.

Недостатком известного способа является низкая эффективность вытеснения высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне многолетнемерзлых пород, по причине сложного состава закачиваемой композиции.

Известен способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения, заключающийся в том, что осуществляют закачивание в виде нагретого до 90-95°C раствора полимера в пластовой жидкости, вязкость которого регулируют путем изменения концентрации полимера до тех пор, пока значение вязкости раствора полимера не станет равным значению вязкости нефти [RU №2439308 C1, МПК E21B 43/24 (2006.01), опубл. 10.01.2012]. Отбор вязкой нефти осуществляют добывающими скважинами при продолжении закачки в пласт нагретого раствора полимера.

Недостатком известного способа является высокая вероятность растепления многолетнемерзлых пород и последующее сжатие стенок скважины.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в возможности вытеснения высоковязкой нефти без загрязнения продуктивного пласта и без растепления многолетнемерзлых пород, окружающих скважины.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в повышении эффективности вытеснения высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне многолетнемерзлых пород.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в способе вытеснения высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне распространения многолетнемерзлых пород, включающем закачивание через нагнетательные скважины нагретого полимерного раствора, продавливание его до забоядобывающей скважины пластовой водой с вытеснением находящейся в пласте высоковязкой нефти с последующей добычей и транспортировкой ее через ствол добывающей скважины на поверхность, особенностью является то, что используют в качестве полимерного раствора гидрофобный полимерный раствор - ГПР, полученный с использованием при затворении водометанольной жидкости - ВМЖ с соотношением вода:метанол 60:40 при соотношении водорастворимый полимер:ВМЖ 1:1, ГПР нагрет до пластовой температуры, а его соотношение вязкости к вязкости пластовой нефти составляет не менее 1:10, при давлении продавливания, не превышающем давление подошвенной воды и газовой шапки, при этом в качестве гидрофобного полимерного раствора использованы водорастворимые производные целлюлозы, или полиакриламид, или гидролизованный полиакрилонитрил.

Полимерный раствор, затворенный на незамерзающей жидкости, дополнительно будет обладать гидрофобными свойствами, т.е. отталкивать воду от нефти.

Гидрофобное полимерное вытеснение вязкой нефти позволяет улучшить соотношение подвижностей флюидов и снизить неустойчивость процесса вытеснения, предотвратить внедрение пластовой воды в нефтяную залежь. Помимо этого гидрофобное полимерное вытеснение не оказывает негативного влияния на многолетнемерзлые породы (ММП), что особенно важно для условий северных месторождений.

Вязкость раствора выбирают из соотношения вязкости пластовой нефти и прокачиваемого агента полимерного раствора, что влияет на коэффициент охвата пласта вытеснением (воздействием) и на коэффициент вытеснения нефти из пласта.

Способ осуществляют следующим образом.

В нагнетательные скважины, расположенные в нефтяной залежи в зоне повсеместного распространения многолетнемерзлых пород, закачивают гидрофобный полимерный раствор 3, затворенный на водометанольной жидкости, подогретый до пластовой температуры. Закачиваемый в нагнетательную скважину агент - водометанольнополимерный раствор (гидрофобный полимерный раствор) имеет минерализацию равной минерализации пластовой воды. Затворение полимерного раствора жидким реагентом - водометанольной жидкостью в соотношении 40 (метанол) : 60 (жидкость - пластовая жидкость) вызвано необходимостью прокачивания его через низкопроницаемый и низкотемпературный пласт, через который полимерные растворы и полимерные гели проникают в пласт на недостаточную для наших условий глубину и не проникают в него далеко, то есть не смогут быть прокаченными на расстояние между забоями скважин (например, 100 м между забоями скважин). Затворение полимерного раствора растворами на основе водометанольной жидкости обеспечивает его

прокачивание по пласту и последующую добычу без подогрева, при более низких температурах, так как исключается гидратообразвание. Гидрофобный полимерный раствор может иметь следующее соотношение: полимер:водометанольная жидкость 1:1.

В качестве гидрофобного полимерного раствора могут быть использованы водорастворимые производные целлюлозы, полиакриламид, гидролизованный полиакрилонитрил и др.

Продавливают гидрофобный полимерный раствор через пласт до забоя добывающей скважины с вытеснением высоковязкой нефти, находящейся в пласте. Температура прокачиваемого раствора соответствует температуре пластовой жидкости, а давление прокачивания полимерного раствора не превышает давление водоносной части пласта (водяного пласта, подстилающего нефтяной пласт) и давление газовой шапки, при ее наличии, располагаемой выше нефтяного пласта).

Для предотвращения растепления многолетнемерзлых пород, окружающих скважины, в качестве насосно-компрессорных труб, которые монтируют в состав лифтовой колонны в ее верхней части в интервале мерзлоты, можно использовать теплоизолированные трубы, снижающие теплопередачу транспортируемого полимерного раствора и добываемого пластового флюида.

Для большего охвата пласта воздействием или вытеснением гидрофобного полимерного раствора вязкость его выбирают из соотношения не менее чем 1:10 вязкости пластовой нефти и прокачиваемого агента. Концентрация полимера определяется расчетным способом из данного соотношения. При данных условиях, когда отношение вязкости пластовой нефти и вязкости вытесняющего агента равно или меньше 10, не развивается явление так называемой вязкостной неустойчивости.

После этого осваивают добывающую скважину с последующей добычей высоковязкой нефти на поверхность и с дальнейшей транспортировкой ее потребителю.

В условиях АНПД операции по вызову притока целесообразно осуществлять с помощью гибкой трубы, спускаемой во внутреннюю полость НКТ, что облегчает вызов притока и снижает продолжительность операции.

Способ вытеснения высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне распространения многолетнемерзлых пород, включающий закачивание через нагнетательные скважины нагретого полимерного раствора, продавливание его до забоя добывающей скважины пластовой водой с вытеснением находящейся в пласте высоковязкой нефти с последующей добычей и транспортировкой ее через ствол добывающей скважины на поверхность, отличающийся тем, что используют в качестве полимерного раствора гидрофобный полимерный раствор - ГПР, полученный с использованием при затворении водометанольной жидкости - ВМЖ с соотношением вода:метанол 60:40 при соотношении водорастворимый полимер:ВМЖ 1:1, ГПР нагрет до пластовой температуры, а его соотношение вязкости к вязкости пластовой нефти составляет не менее 1:10, при давлении продавливания, не превышающем давление подошвенной воды и газовой шапки, при этом в качестве водорастворимого полимера использованы водорастворимые производные целлюлозы, или полиакриламид, или гидролизованный полиакрилонитрил.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - возможность постоянного контроля за изменением вязкости добываемой продукции, возможность регулирования процесса закачки, равномерный прогрев пласта, увеличение уровня добычи высоковязкой нефти и битума с одновременным снижением материальных затрат и энергозатрат.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение проницаемости осушенной призабойной зоны пласта, повышение степени разглинизации призабойной зоны и повышение производительности скважин.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, а также может быть использована для ликвидации зон поглощений при ремонте добывающих и нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Технический результат - повышение эффективности добычи вязкой нефтяной эмульсии.

Группа изобретений относится к выработке и аккумулированию биогенного газа в анаэробной геологической формации, содержащей углеродсодержащий материал. Технический результат - повышение эффективности добычи биогенного газа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам для добычи высоковязкой нефти. Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущенной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности НКТ клямсами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки залежи высоковязкой нефти или битума. Технический результат - увеличение охвата пласта воздействием, увеличение уровня добычи высоковязкой нефти и битума с одновременным снижением материальных затрат и энергозатрат.

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.

Группа изобретений относится к добыче тяжелых углеводородов. Технический результат - максимизация разжижения тяжелой нефти и, как следствие, максимизация ее извлечения.

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.

Изобретение относится к нефтедобыче, точнее к способам увеличения дебита нефти в добывающих скважинах. В способе повышения добычи нефти, включающем закачку через добывающую скважину в пласт водной суспензии полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением, суспензию получают смешением 1 вес. ч. порошкообразного полиакриламида со степенью гидролиза 20-35% и молекулярной массой 14-23 млн ед., обработанного ускоренными электронами с энергией электронов 5-10 МэВ дозой 3-30 кГр, с 25-150 вес. ч. воды с последующим набуханием суспензии до образования геля с модулем упругости 5-30 КПа и условной вязкостью суспензии геля в интервале 1,5-60. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности способа и упрощение работ на скважине. 2 з.п. ф-лы, 2 пр.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для снижения выноса песка в скважину. Технический результат - увеличение межремонтного пробега работы скважины и повышение добычи углеводородов. В способе повышения добычи углеводородов путем ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах, включающем закачку в скважину раствора уретанового предполимера в полярном органическом растворителе и водосодержащей жидкости, предварительно готовят две жидкие системы, где первая жидкая система - раствор уретанового предполимера в полярном органическом растворителе с концентрацией 10-20 мас. % и вторая жидкая система - раствор воды в полярном органическом растворителе или эмульсия воды в неполярном органическом растворителе с концентрацией 2-20 мас. %, которые закачивают последовательно или смешивая непосредственно перед закачкой или при закачке в скважину при соотношении объема первой из указанных систем к объему второй в интервале 10:1-1:1, затем продавливают в пласт оторочкой неполярного органического растворителя или эмульсии воды в неполярном органическом растворителе до зоны перфорации, выдерживают в статических условиях в течение не менее 6 часов до образования геля, после чего осуществляют замещение жидкости в скважине водой и выдерживают гель в призабойной зоне в контакте с водой в течение не менее 24 часов при давлении не выше пластового. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. 1 з.п. ф-лы, 4 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти. Реагент для разработки нефтяной залежи, включающий поверхностно-активное вещество - ПАВ, в качестве ПАВ содержит мыло, полученное смешиванием щелочи - едкого натра или едкого калия - с растительным маслом, и дополнительно в качестве стабилизатора вязкости - ультрадисперсный углерод с размером частиц 10-50 нм, полученный из веществ растительного происхождения. Способ разработки нефтяной залежи с использованием указанного выше реагента, включающий подачу через нагнетательные скважины указанного реагента в виде 0,5-1%-ного водного раствора, вытеснение нефти, образующейся в пласте высоковязкой оторочкой, продавливаемой в пласт закачиваемой через нагнетательные скважины водой, и последующее извлечение нефти через добывающие скважины. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 7 табл.

Изобретение относится к повышению нефтеотдачи пласта. Способ микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта по четырем его вариантам включает обработку воды, предназначенной для закачки в нефтеносный пласт, для реализации микробиологической активности и добавление кислорода, способствующего микробиологического активности. Применяемая для воды обработка основана по меньшей мере частично на создании в нефтеносном пласте по меньшей мере одного условия, благоприятного для микробиологической активности, которая увеличивает миграцию нефти из нефтеносного пласта. Система для микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта содержит: устройство подачи кислорода для поступления его к микроорганизмам в пласте, водообрабатывающее устройство для обработки воды, основанной по меньшей мере частично на создании в пласте по меньшей мере одного условия, способствующего росту микробной популяции микроорганизмов, при котором усиливается миграция нефти из нефтеносного пласта, где указанное оборудование содержит оборудование для уменьшения биохимической потребности в кислороде или уменьшения общего содержания органического углерода в указанной воде. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 5 н. и 29 з. п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и используется для регулирования профилей приемистости нагнетательных скважин. Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, содержащий соль алюминия и воду, в качестве соли алюминия содержит хлорид и/или сульфат алюминия и дополнительно - технические лигносульфонаты на натриевой основе, соляную кислоту и нефтепродукты с вязкостью 1-30 мПа·с при следующем соотношении компонентов, мас. %: хлорид и/или сульфат алюминия 7-25, вода 5-50, лигносульфонаты технические 15-40, соляная кислота 0,2-0,5, нефтепродукты 15-40. Технический результат - повышение селективной и кольматирующей способности состава для пород повышенной проницаемости. 1 з.п. ф-лы, 5 ил., 1 табл., 3 пр.

Изобретение относится к способу обработки угля и получению из него полезных продуктов. Способ обработки угля, содержащего углеродсодержащие соединения природного происхождения, включает стадии: введение в контакт угля с одним или более сложным эфиром уксусной кислоты, выбранным из группы, состоящей из метилацетата, этилацетата, пропилацетата, изопропилацетата, н-бутилацетата, изобутилацетата, амилацетата, изоамилацетата, гексилацетата, гептилацетата, октилацетата, нонилацетата, децилацетата, ундецилацетата, лаурилацетата, тридецилацетата, миристилацетата, пентадецилацетата, цетилацетата, гептадецилацетата, стеарилацетата, бегенилацетата, гексакозилацетата и триаконтилацетата, осуществляя таким образом солюбилизацию, по меньшей мере, части углеродсодержащих соединений в угле посредством превращения углеродсодержащих соединений в соединения, которые растворяются в воде, за счет разрыва химических связей углеродсодержащих соединений в угле и/или реагирования с углеродсодержащими соединениями в угле. Заявлена также композиция для биоконверсии. Технический результат - получение полезных продуктов из солюбилизированных углеродсодержащих материалов. 2 н. и 16 з. п. ф-лы, 10 ил., 4 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к обработке добывающих и нагнетательных скважин с трудноизвлекаемыми запасами нефти. В способе увеличения нефтеотдачи пласта, включающем последовательную закачку в пласт циклами не менее двух, разбитых на равные порции оторочек полимера в воде и солевого сшивающего агента в воде с буфером воды между ними, в качестве солевого сшивающего агента используют реагент АМГ и дополнительно осуществляют закачку оторочек глинистого агента в воде и оторочек реагента многофункционального действия и спирта алифатического и/или ароматического, или отхода производства, их содержащего, с обеспечением снижения межфазного натяжения в системе «нефть-вода» до 0,005 мН/м, в следующей последовательности оторочек и при следующих их составах, мас.%: 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ в воде, 3) 0,0001-20 глинистого агента в воде, 4) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1: (0,06-0,25) или 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ и 0,0001-20 глинистого агента в воде, 3) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1:0,06-0,25. Технический результат - повышение эффективности. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с высокой пластовой температурой, в том числе на поздних стадиях разработки. Реагент для нефтедобычи, содержащий порошкообразный полиакриламид - ПАА, обработанный ионизирующим облучением, содержит порошкообразный ПАА с молекулярной массой 14-25 млн. ед. и степенью гидролиза 20-30%, обработанный ионизирующим облучением дозой 3-20 кГр ускоренными электронами с энергией 5-10 МэВ в составе композиции, содержащей дополнительно 5-20 мас.% от массы ПАА стабилизатора - порошка сульфата алюминия или алюмокалиевых квасцов. Способ нефтедобычи, включающий закачку в нагнетательную скважину оторочки, содержащей водный раствор хлоридов натрия и кальция с минерализацией 4-40 г/л или пластовой воды той же минерализации и указанный выше реагент при его концентрации 0,5-2,0 мас.%. Технический результат - повышение температурного предела работоспособности реагента при сохранении простоты операций. 2 н.п. ф-лы, 4 табл., 4 пр.
Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к способу добычи высоковязкой нефти. Технический результат - увеличение дебета скважины по добыче высоковязкой нефти за счет снижения кинематической вязкости добываемой нефти, увеличение межремонтного интервала насосного оборудования за счет снижения тяжести режима работы, снижение энергопотребления при добыче высоковязкой нефти. Способ добычи высоковязкой нефти с применением электронагрева и подачи химического реагента в заданную точку скважины содержит этапы, на которых спускают в призабойную зону скважины на колонне насосно-компрессорных труб средство подачи химического реагента в заданную точку скважины, средство нагрева продукции скважины, а также средство добычи нефти; подают первую дозу химического реагента в призабойную зону скважины при помощи средства подачи химического реагента в заданную точку скважины в течение 10-40 часов, причем в качестве химического реагента используют деэмульгатор, а первая доза химического реагента находится в диапазоне от 1 до 10 кг/сут; осуществляют в течение 10-40 часов электронагрев продукции скважины с помощью средства нагрева продукции скважины для прогрева призабойной зоны до температуры в диапазоне 50-60°C, при этом подаваемую дозу химического реагента снижают до второй дозы, причем вторая доза химического реагента составляет 0,04-0,06 кг/сут; осуществляют добычу нефти при помощи средства добычи нефти, при этом управляют подачей химического реагента и электронагревом продукции скважины с помощью средства управления, так чтобы поддерживать подачу второй дозы химического реагента, а температуру нефти - в предварительно заданном диапазоне температур, составляющем 30-60°C. 6 з.п. ф-лы.

Группа изобретения относится к гидравлическому разрыву пласта. Технический результат - улучшение проводимости пачек из мелкодисперсного расклинивающего агента. Способ получения в подземном пласте полиэлектролита в составе для обработки включает этапы введения в подземный пласт состава для обработки, содержащего предшественник полиэлектролита, и образования полиэлектролита из предшественника полиэлектролита в результате протонирования функциональных химических групп предшественника полиэлектролита, или в результате превращения функциональных химических групп предшественника полиэлектролита в соли, или в результате реакции амидной функциональной группы предшественника полиэлектролита с одним или более реагентом в составе для обработки. Способ обработки подземных пластов включает указанный выше способ получения в подземном пласте полиэлектролита в составе для обработки. 2 н. и 20 з. п. ф-лы, 5 ил., 1 табл., 7 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче высоковязкой нефти, в частности к вытеснению высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне распространения многолетнемерзлых пород. Технический результат - обеспечение вытеснения высоковязкой нефти без загрязнения продуктивного пласта и без растепления многолетнемерзлых пород, окружающих скважины. В способе вытеснения высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне распространения многолетнемерзлых пород, включающем закачивание через нагнетательные скважины нагретого полимерного раствора, продавливание его до забоя добывающей скважины пластовой водой с вытеснением находящейся в пласте высоковязкой нефти с последующей добычей и транспортировкой ее через ствол добывающей скважины на поверхность, используют в качестве полимерного раствора гидрофобный полимерный раствор - ГПР, полученный с использованием при затворении водометанольной жидкости - ВМЖ с соотношением вода:метанол 60:40 при соотношении водорастворимый полимер:ВМЖ 1:1, ГПР нагрет до пластовой температуры, а соотношение его вязкости к вязкости пластовой нефти составляет не менее 1:10, при давлении продавливания, не превышающем давление подошвенной воды и газовой шапки, при этом в качестве водорастворимого полимера использованы водорастворимые производные целлюлозы, или полиакриламид, или гидролизованный полиакрилонитрил.

Наверх