Способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, конкретно, к способам воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт. Технический результат - повышение качества блокировки обводненных нефтяных скважин за счет большей скорости и устойчивости образующихся эмульсий, их повышенной вязкости и прочности в условиях повышенных температур. Способ включает последовательную закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества и воды. Перед закачкой воды в углеводородный раствор поверхностно-активного вещества вводят дисперсную добавку в количестве 10,5-60 мас.%. Закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества с дисперсной добавкой и воды осуществляют циклически с числом циклов 2-10. После этого проводят выдержку в течение 24,5-48 часов и пуск скважины в эксплуатацию. В качестве углеводородного раствора поверхностно-активного вещества используют углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ или смеси неионогенных и анионных поверхностно-активных веществ типа нефтяных или синтетических сульфонатов. В качестве дисперсной добавки используют дисперсную добавку типа кремнийсодержащего вещества или дисперсную добавку карбонатов типа баритов, или углерод, или серу, или их смеси. 1 пр., 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, конкретно, к способам воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт.

Известен способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта, включающий закачку в водоносный пласт углеводородной жидкости с добавкой поверхностно-активного вещества (ПАВ) и последующую закачку резиновой крошки в углеводородной жидкости, при этом после закачки состава осуществляют периодическое изменение градиента давления на пласт, после чего оставляют скважину в покое на срок не менее 72 часов (патент RU 2194843, МПК E21B 33/138, 2002 г.). Данный способ имеет ряд недостатков: необходимость длительной остановки скважины (72 часа); сложности при реализации метода (закачка 2-х порционная, причем 1 порция содержит ПАВ в избыточной концентрации в связи с его недостаточной эффективностью для снижения межфазного натяжения и после ее введения требуется периодическое изменение градиента давления, 2 порция - закачка в углеводородной жидкости резиновой крошки с относительно большим размером частиц дисперсной добавки 0,1-1 мм, что ведет к существенному росту давления нагнетания). Кроме того, использование добавки ПАВ в избыточной концентрации приводит к удорожанию метода. Способ характеризуется недостаточной эффективностью и не может быть реализован в коллекторах порового типа, а также в скважинах с относительно невысокой приемистостью.

Известен способ обработки призабойной зоны и повышения нефтеотдачи пласта путем закачки состава, содержащего анионные поверхностно-активные вещества - нефтяные или синтетические сульфонаты, неионогенное поверхностно-активное вещество - оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования 8-16 и растворитель - спирты (патент RU №2065946, МПК E21B 43/22, 1996 г.). Способ недостаточно эффективен, поскольку образующиеся эмульсии - эмульсии прямого типа, обладают невысокими вязкостями и в связи с этим слабыми блокирующими свойствами.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому изобретению является способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт, включающий определение герметичности эксплуатационной колонны и приемистости скважины, закачку углеводородного раствора ПАВ и продвижение его минерализованной водой (патент РФ №2120030, МПК E21B 43/22, 1998 г.). Данный способ недостаточно эффективен ввиду невысоких значений реологических параметров и недостаточной стабильности образующейся эмульсии обратного типа при повышенных температурах (выше 55°C).

В основу настоящего изобретения положена задача создания высокоэффективного способа воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт, позволяющего обеспечить качественную блокировку обводненных нефтяных скважин за счет большей скорости и устойчивости образующихся эмульсий, их повышенной вязкости и прочности.

Поставленная задача решается так, что в способе воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт, включающем последовательную закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества и воды, перед закачкой воды в углеводородный раствор поверхностно-активного вещества вводят дисперсную добавку в количестве 0,5-60 масс.%, закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества с дисперсной добавкой и воды осуществляют циклически с числом циклов 1-10, после чего проводят выдержку в течение 3-48 часов и пуск скважины в эксплуатации.

В качестве поверхностно-активного вещества могут быть использованы, например, неионогенные ПАВ (НПАВ), или анионные ПАВ (АПАВ), или их смеси.

В качестве НПАВ могут быть использованы, например:

- оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 4, 6, 8, 9, 10, 12 по ТУ 2483-077-05766801-98;

- ОП-10 - продукт обработки моно- и диалкилфенолов с окисью этилена по ГОСТ 8433-81;

- неонолы α-12 или α-14 - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе α-олефинов по ТУ 38.507-63-0302-93;

- эмульгатор ЯЛАН Э-1, представляющий собой раствор НПАВ в углеводородном растворителе по ТУ 2458-012-22657427-2000 с изм.1;

- эмульгатор ЯЛАН Э-2, представляющий собой раствор НПАВ, синтезированного в виде амидо-аминных солей высших жирных кислот С12-С18 в углеводородных смесевых растворителях по ТУ 2458-001-22650721-2009;

- эмульгатор Синол ЭМИ, представляющий собой эмульгатор инвертных эмульсий по ТУ 2484-007-57412574-01;

- эмульгатор Синол ЭМ, представляющий собой эмульгатор инвертных эмульсий в углеводородном растворителе по ТУ 2413-048-48482528-98;

- эмульгатор Нефтенол НЗб, представляющий собой углеводородную дисперсию сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, а также смоляных кислот и коллоидной дисперсной фазы по ТУ 2458-057-17197708-01;

- эмультал, представляющий собой сложный эфир кислот таллового масла и триэтаноламина по ТУ 2483-059-05744585-2004;

- и другие или их смеси.

В качестве АПАВ используют нефтяные или синтетические сульфонаты. Нефтяные сульфонаты (НС) с эквивалентной массой от 400-580 представляют собой натриевые, кальциевые или бариевые соли сульфокислот масляных фракций, а именно:

- сульфонаты, являющиеся основой сульфонатных присадок, например, С-150, С-300 по ТУ 38.101685-84 или эмульгаторы, например эмульсолы СДМУ-2 по ТУ 38.101545-75, НГЛ-205 по ТУ 38.101547-80 с изм. №№1-5;

- сульфонаты натрия нефтяные по ТУ 38-50729-88;

- нефтяной сульфонат марки «HL» фирмы Витко Кэмикл (США) и другие.

В качестве синтетических сульфонатов (СС) используют алкилсульфонаты, моно- и диалкилдензолсульфонаты с эквивалентной массой от 300 до 390 по ТУ 6-01-1612839-34-90, ТУ 2481-037-04689375-95.

В качестве углеводородного растворителя (УР) используют:

- абсорбент по ТУ 38.103349-85 - смесь предельных алифатических и ароматических углеводородов, получаемая в производстве мономеров для синтетического каучука;

- абсорбент Н по ТУ 2411-036-05766801-95 - смесь парафино-олефиновых углеводородов и смол, представляющий собой смесь побочных продуктов производства мономеров синтетического каучука;

- кубовый остаток ректификации этилбензола и стирола (КОРЭ) по ТУ 2414-033-05766801-95 - смесь алкилбензолов - побочный продукт ректификации этилбензола и стирола;

- жидкую фракцию пиролиза шин (ЖФПШ) по ТУ 2451-004-0136353-2003 - смесь алифатических и ароматических углеводородов;

- жидкие продукты пиролиза (ЖПП) фракции 35-230°С и 35-270°С по ТУ 38.402-62-144-93 - смесь непредельных, нафтеновых, ароматических углеводородов;

- жидкие продукты пиролиза (ЖПП), смолы нефтяные типа Е для экспорта по ТУ 38.402-62-130-92 - смесь непредельных и ароматических углеводородов с примесью парафинов и нафтенов, получаемая при пиролизе и других высокотемпературных процессов нефте- и сланцепереработки;

- фракции ароматических углеводородов - толуольную фракцию (ТФ) по ТУ 38.103579-85;

- легкая пиролизная смола - побочный продукт производства этилена из углеводородного сырья, содержащий ароматические и неароматические углеводороды по ТУ 38.10285-83;

- пироконденсат - отход производства этилена, содержащий смесь ароматических и неароматических углеводородов по ТУ 38.103360-87;

- нефрас АР 120/200 по ТУ 38.101809-90 - смесь ароматических углеводородов;

- топливо дизельное (ТД) по ГОСТ 305-82 - продукт фракционной переработки нефти;

- отработанное дизельное топливо (ОДТ) по ТУ 6-00-0203335-41-89;

- шугуровский дистиллат (ШД) по ТУ 30-0147585-018-93 - продукт фракционной переработки высокосернистой нефти;

- фракцию гексановую (ФГ) по ТУ 2411-032-0576680-95;

- фракцию широких легких углеводородов (ФИШУ) по ТУ 38.101524-93;

- растворитель парафинов нефтяной (РПН) по ТУ 0251-06200151638-2006;

- нефть (ГОСТ 9965-76) и другие, а также их смеси.

В качестве дисперсной добавки могут быть использованы, например:

- глинопорошок для буровых растворов по ТУ 39-0147001-105-93;

- концентрат баритовый по ГОСТ 4682-84;

- мука известняковая (доломитовая) по ГОСТ 14050-93;

- химически модифицированный кремнезем «Полисил» по ТУ 2169-001-49364794-99;

- модифицированный дисперсный кремнезем «Кварц» по ТУ 2458-001-50618596-2009;

- аэросил по ГОСТ 14922-77;

- биокремнезем по ТУ 5716-013-25310144-2008;

- мел природный обогащенный по ГОСТ 12085-88;

- мел природный технический дисперсный по ТУ 21-020350-06-92;

- мел сыромолотый по ТУ 5743-001-25745876-95;

- мел молотый по ГОСТ 12085-88;

- мел технический дисперсный по ТУ 21-020350-06-92;

- мел природный дисперсный по ТУ 21-020350-06-92;

- мел молотый высокодисперсный по ТУ 5473-010-05307944-2002;

- мел химически осажденный по ГОСТ 8253-79;

- утяжелитель карбонатный порошкообразный по ТУ 5743-034-00204872-2002;

- диатомит по ТУ 5761-001-25310144-99;

- баритовый концентрат по ГОСТ 4682-84;

- доломитовая мука по ГОСТ 14050-93;

- сера гранулированная по ТУ 2112-096-31323949-2003;

- сера техническая по ГОСТ 127.1-93;

- сера молотая для резиновых изделий и каучуков по ГОСТ 127.4-93;

- сера молотая для сельского хозяйства по ГОСТ 127.5-93;

- кремнийорганическая жидкость «Силор» по ТУ 2229-052-05766764-2003;

- кремнийорганический тампонажный состав «Силор НЧ» -по ТУ 2458-530-05763441-2009 с изм. 1;

- гидрофобная кремнийорганическая жидкость ГКЖ-10 - по ТУ 6-02-696;

- водоизоляционный кремнийорганический продукт 119-296И - по ТУ 2229-519-05763441-2009 с изм. 1;

- воднорастворимый тампонажный однокомпонентный кремнийорганический состав (реагент ВТОКС) по ТУ 6-02-1-045-94 с изм. 1;

- углерод технический для производства резины по ГОСТ 7885-86;

- углерод технический по ASTM D1765;

- сажа белая по ГОСТ 18307-78;

- древесная мука по ГОСТ 16361-87; и другие, а также их смеси.

В качестве воды используют воду от пресной до высокоминерализованной с содержанием солей 1200 кг/м3.

В предлагаемом способе в углеводородный раствор ПАВ вводят дисперсную добавку в количестве 0,5-60 масс.% и проводят последовательную закачку смеси углеводородного раствора ПАВ с дисперсной добавкой и воды. Закачку ведут циклически, с числом циклов 1-10, после чего проводят выдержку в течение 3-48 часов и пуск скважины в эксплуатацию.

Компонентный состав смеси углеводородных растворов ПАВ (УР ПАВ) и дисперсной добавки в предлагаемом способе и физико-химические свойства эмульсий, образующихся при их смешении с водой (скорость образования, вязкость и стабильность), приведены в таблице 1 (образцы составов №1-12). Здесь же приведены физико-химические свойства прототипа (№13). Как видно из данных таблицы 1, композиции ПАВ с дисперсной добавкой в углеводородном растворителе по предлагаемому способу имеют большие значения вязкостей и большую стабильность в отличие от прототипа.

Оценку эффективности предлагаемого и известного способов проводят в лабораторных условиях по изменению проницаемости пропластков и приросту коэффициента нефтевытеснения (таблица 2). Исследования проводят на моделях неоднородного по проницаемости пласта с двумя гидродинамически несвязанными участками высоко- и низкопроницаемых пропластков. Последние представляют собой трубки длиной 0,5 м и диаметром 0,032 м, заполненные молотым карбонатным или терригенным керном и присоединенные к одному напорному контейнеру. Вначале через модель прокачивают пластовую воду, затем модель насыщают нефтью, которую вытесняют водой до достижения 98-100% обводненности по высокопроницаемому пропластку. Остаточная нефтенасыщенность модели малой проницаемости находится в пределах 43-60%. Далее вводят последовательно оторочки смеси углеводородного раствора ПАВ с дисперсной добавкой и воды. Их закачку проводят циклически. Затем фильтрацию прекращают и проводят выдержку в течение 3-48 часов и определяют прирост коэффициента нефтеизвлечения заводнением.

В таблице 2 приведены величины проницаемостей высокопроницаемого (ВПП) и низкопроницаемого пропластков (НПП), и прирост коэффициента нефтеизвлечения по предлагаемому способу и прототипу.

Приводим примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1

К 2 г синтетического сульфоната и неонола АФ9-8 добавляют 48 г растворителя - нефраса АР 120/200, затем при перемешивании добавляют 0,5 г дисперсной добавки - аэросила. Смесь перемешивают и закачивают в модель обводненного нефтяного пласта в количестве 20% от объема пор, после чего закачивают воду в количестве 45% от объема пор. Далее проводят выдержку в течение 6 часов и продолжают закачку воды (моделирование заводнения).

Примеры №2-7 выполняют аналогично примеру №1, изменяя состав УР ПАВ с дисперсной добавкой, число циклов, а также время выдержки.

Пример 13 (прототип)

Анализ данных таблицы 2 показывает, что предлагаемый способ является более эффективным по сравнению с прототипом, о чем свидетельствуют более высокие значения изменения проницаемости и прироста коэффициента нефтевытеснения.

Предлагаемый способ является высокоэффективным, поскольку позволяет обеспечить качественную блокировку обводненных нефтяных скважин за счет большей скорости формирования и устойчивости образующихся эмульсий, их повышенной вязкости и прочности.

Как следует из таблицы 2, при использовании заявляемого способа проницаемость высокопроницаемого пропластка (ВПП) существенно снижается, так что она даже становится ниже проницаемости низкопроницаемого пропластка. Это свидетельствует о качественной блокировке обводненных зон нефтяного пласта, причем изменения проницаемостей значительно выше, чем у прототипа. Прирост коэффициента нефтевытеснения по предлагаемому способу выше по сравнению с прототипом. Таким образом, предлагаемый способ является высокоэффективным и позволяет обеспечить качественную блокировку обводненных нефтяных скважин за счет выской скорости формирования и устойчивости образующихся эмульсий, их повышенной вязкости и прочности.

Таблица 1
Наименование и содержание компонентов смеси УР ПАВ с дисперсной Плотность воды, используемой
при
приготовлении эмульсий,
кг/м3
Вязкость эмульсий, мПа·с при 22°C Стабильность эмульсий при 60°C
добавкой, масс.%
ПАВ УР Дисперсная добавка
1 2 3 4 5 6 7
1 н е ф т я н о й с у л ь ф о н а т 1 + А Ф 9 8 1 н е ф р а с о с т а л ь н о е а э р о с и л 0,5 1090 926 устойчивая
2 Э м у л ь т а л 20 + А Ф 9 12 10 д и з . т о п л и в о о с т а л ь н о е м е л 1 1150 4087 устойчивая
3 С Д М У 6 + А Ф 9 6 9 а б с о р б е н т о с т а л ь н о е г л и н о п о р о ш о к 15 + В Т О К С 1 1060 4780 устойчивая
4 Я Л А Н 9 + А Ф 9 6 12 ш у г у р о в с к и й д и с т а л а н т о с т а л ь н о е б а р и т 5 1040 3175 устойчивая
5 А Ф 9 8 14,5 Р П Н о с т а л ь н о е п о л и с и л 20 1120 4083 устойчивая
6 Н Г Л 205 5 + А Ф 9 6 10 а б с о р б е н т о с т а л ь н о е г л и н о п о р о ш о к 15 1040 2702 устойчивая
7 Н е ф т е н о л 12 ж и д к и й п р о д у к т п и р о л и з а о с т а л ь н о е с а ж а 60 1040 >5000 устойчивая
8 Н Г Л 205 3 + С и н о л 15 г е к с а н о в а я ф р а к ц и я о с т а л ь н о е а э р о с и л 4 + А к о р 1 1090 3840 устойчивая
9 Я Л А Н 12 + О П 10 12,5 л е г к а я п и р о л и з н а я с м е с ь о с т а л ь н о е С и л о р Н Ч 20 1040 4361 устойчивая
1 2 3 4 5 6 7
10 с и н т е т и ч е с к и е с у л ь ф о н а т 15 н е ф т ь + т о л у о л ь н а я ф р а к ц и я ( 1 : 6 ) о с т а л ь н о е " К в а р ц " 10 1180 4185 устойчивая
11 С 150 8 + А Ф 9 12 5 а б с о р б е н т Н о с т а л ь н о е г л и н о п о р о ш о к 5 + С и л о р 2,5 1180 4185 устойчивая
12 С 300 12,5 + А Ф 8 9 12,5 д и з . т о п л и в о + н е ф р а с ( 6 : 1 ) о с т а л ь н о е с а ж а 55 + С и л о р 5 1060 >5000 устойчивая
13 Прототип 1040 580 неустойчивая

* - указано объемное соотношение растворителей в смеси

Таблица 2
Состав (из табл.1) Число циклов Время выдержки, час Проницаемость, мкм2 Прирост коэффициента нефтеизвлечения, %
До закачки реагентов После закачки реагентов
ВПП* НПП** Соотношение проницаемостей пропластков ВПП* НПП** Соотношение проницаемостей пропластков
1 2 4 5 6 7 8 9 10
1 Состав №3 1 6 2,78 3,97 0,016 0,052 18,4
0,70 0,31
2 Состав №5 5 48 2,97 3,80 0,018 0,062 19,8
0,78 0,29
3 Состав №11 10 3 2,70 3,75 0,019 0,090 20,1
0,72 0,21
4 Состав №11 5 24 2,83 4,22 0,029 0,107 19,2
0,67 0,27
6 Прототип 2,86 3,71 0,08 0,118 16,7
0,77 0,68

Примечание: ВПП* - высокопроницаемый пропласток;

НПП* - низкопроницаемый пропласток

Способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт, включающий последовательную закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества и воды, отличающийся тем, что перед закачкой воды в углеводородный раствор поверхностно-активного вещества вводят дисперсную добавку в количестве 10,5-60 мас.%, закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества с дисперсной добавкой и воды осуществляют циклически с числом циклов 2-10, после чего проводят выдержку в течение 24,5-48 часов и пуск скважины в эксплуатацию, причем в качестве углеводородного раствора поверхностно-активного вещества используют углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ или смеси неионогенных и анионных поверхностно-активных веществ типа нефтяных или синтетических сульфонатов, а в качестве дисперсной добавки используют дисперсную добавку типа кремнийсодержащего вещества или дисперсную добавку карбонатов типа баритов, или углерод, или серу, или их смеси.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для приготовления водонефтяных эмульсий, применяемых в качестве технологических жидкостей при вторичном вскрытии продуктивных пластов, гидроразрыве, глушении скважин и селективной гидроизоляции с выравниванием профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - полное выравнивание профиля притока в добывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах, изоляция водопритока, интенсификация добычи нефти и газа, возможность использования независимо от сезона года.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Группа изобретения относится к гидравлическому разрыву пласта. Технический результат - улучшение проводимости пачек из мелкодисперсного расклинивающего агента.
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.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с высокой пластовой температурой, в том числе на поздних стадиях разработки.

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к применению частиц с фосфонатным ингибитором отложений в подземных работах. Способ ингибирования образования твердых отложений в подземном месторождении включает формирование ингибирующих образование твердых отложений частиц из смеси золы-уноса и средства для отверждения в среде фосфоновой кислоты, где золу-унос отверждают в твердый материал путем контакта со средством для отверждения в среде фосфоновой кислоты, суспендируя твердые частицы в жидкости для обработки, и помещение их в часть подземного месторождения или в желаемое место внутри указанной части, в которой твердые частицы высвобождают ингибитор образования твердых отложений во времени при воздействии водных жидкостей, смесь содержит, по меньшей мере, один многовалентный ион и указанные ингибирующие частицы, по меньшей мере, частично покрыты покрывающим материалом. Частицы, указанные выше. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 2 н. и 13 з.п.ф-лы, 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти и/или газа. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти. Способ включает нагнетание воды и добавки в пласт из первой скважины и добычу нефти и/или газа из пласта из второй скважины. При этом указанная вода и добавка представляют собой смесь, содержащую от примерно 50 до 99 мол.% воды и добавку, содержащую простой диметиловый эфир, простой диэтиловый эфир или простой метилэтиловый эфир. При этом используют группы скважин. Одну группу используют для заводнения пласта, а другую - для добычи нефти в течение первого периода времени. Затем группы скважин для заводнения и добычи переключают в течение второго периода времени. Из первого и второго периодов времени составляют цикл. Каждый из циклов увеличивают по времени на 5-10% продолжительности предыдущего цикла. В первые 10-80% продолжительности цикла закачивают одну смесь для заводнения с добавками, а в остальное время продолжительности цикла закачивают другую смесь для заводнения с добавками, в том числе несмешиваемыми. 9 з.п. ф-лы, 1 табл., 12 ил.

Изобретение относится к области строительства, в частности к способам глушения скважин. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин при сохранении фильтрационно-емкостных свойств коллектора. Вязкоупругий состав - ВУС для глушения скважин, включающий, мас. %: эфир целлюлозы - ЭЦ 0,8-2,5, гидроксид щелочного металла 0,1-0,7, комплексообразователь - растворимую соль алюминия или меди 0,19-0,6, внутренний деструктор - капсулированный перкарбонат или перборат натрия 0,1-0,2, утяжелитель - хлорид натрия или хлорид калия, или хлорид кальция, или нитрат натрия, или реагент МНК 6,5-22,0, регулятор pH - уксусную или щавелевую кислоту или лимонную кислоту 0,02-0,3, водоудерживающую гидрофобизирующую добавку - этиленгликоль и/или глицерин, или высшие диоксановые спирты 2,0-6,6, воду остальное. В способе глушения скважин осуществляют закачку буфера минерализованной воды, затем закачку указанного ВУС одновременно-раздельной закачкой состава 1, содержащего 50% от общего количества ЭЦ, около 50% от общего количества воды и гидроксид щелочного металла, и состава 2, содержащего остальное количество ЭЦ, остальное количество воды, утяжелитель, комплексообразователь, регулятор pH, внутренний деструктор и водоудерживающую гидрофобизирующую добавку, и затем активирующего состава - АС, содержащего, мас. %: лимонную или сульфаминовую кислоты 5-10, перекисное соединение - персульфат калия или персульфат аммония, или пероксигидрат мочевины 5-10, НПАВ - Неонол АФ9-12 или Синоксол марки В, или Реверсмол марки В 0,02-0,03, деэмульгатор - Диссолван 4411или СНПХ-4802 0,05-0,2, воду остальное, при соотношении АС:ВУС равном 1:3-4. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 5 з. п. ф-лы, 5 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной стимуляции карбонатных коллекторов за счет выравнивания скоростей кислотных реакций с различными структурно-генетическими типами известняков, содержащихся в породе продуктивного пласта, создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов в виде червоточины, предотвращения формирования сладж-комплексов, образовавшихся в процессе кислотной стимуляции. Способ обработки призабойной зоны пласта включает закачку углеводородного растворителя, закачку кислотной композиции, содержащей галоидоводородную кислоту, органическую кислоту, анионоактивные, неионогенные и катионоактивные поверхностно-активные вещества, продавку кислотной композиции в глубину пласта продавочной жидкостью, осуществление технологической выдержки и извлечение отработанного раствора созданием депрессии в скважине. Причем перед закачкой кислотной композиции выравнивают скорости ее реакции с типами породы из обрабатываемой зоны, выравнивание скорости реакции с типами породы из обрабатываемой зоны считают достигнутым при отношении максимальной и минимальной скоростей реакций для определенных типов породы не большем двух; снижают величину межфазного натяжения до величины, при которой происходит формирование канала проникновения кислотной композиции в пласт в виде доминантной червоточины; уменьшают величину проявления техногенной нагрузки до содержания сладж-комплексов не более 1% комплексированием и изменением содержания анионоактивных, неионогенных и катионоактивных поверхностно-активных веществ при полученных величинах замедления скорости кислотной реакции и межфазного натяжения. 2 з.п. ф-лы, 6 табл., 7 ил.

Группа изобретений относится к ингибированию набухания глин. Технический результат - повышение эффективности ингибирования набухания глин с одновременным снижением опасности для человека и окружающей среды. В буровом растворе или жидкости гидроразрыва пласта в качестве ингибитора набухания глин в водной среде применяют соль диамина и дикарбоновой кислоты, где дикарбоновая кислота отвечает следующей формуле: HOOC-A-COOH, в которой A является ковалентной связью или двухвалентной углеводородной группой, алифатической, насыщенной или ненасыщенной, линейной или разветвленной, основная линейная цепь которой, находящаяся между двумя концевыми COOH, содержит от 1 до 3 атомов углерода. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 табл., 12 пр.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта путем полимерного заводнения. В способе разработки нефтяного пласта, включающем закачку в пласт оторочки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида - ПАА, указанный раствор дополнительно содержит смолу древесную омыленную - СДО при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАА 0,03-0,15, СДО 0,001-0,005, вода минерализацией до 240 г/дм3 остальное. Технический результат - повышение эффективности обработки. 1 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение производительности скважин и нефтеотдачи нефтесодержащего пласта. В способе химической обработки нефтесодержащего пласта на первом этапе в околоскважинную зону закачивают в объеме заполнения межтрубного пространства скважины и призабойной зоны углеводородную жидкость, состоящую из легких фракций нефти с добавками анионактивных или неионогенных, или катионных ПАВ или их смеси, таких как деканол, синтамид-5К, эмульгатор катионных битумных эмульсий ЭКБЭ, а также углеродного растворителя, выбранного из ряда: дизельное топливо, растворитель МИА-пром, бензин, фракция ароматических углеводородов, их смеси, и первичных или вторичных спиртов и ингибитора коррозии. На втором этапе закачивают раствор серной кислоты. 5 з.п. ф-лы, 9 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования охвата нефтяных пластов заводнением, и может найти применение при разработке неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяной залежи или при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости. Применение коагулянта, полученного из титансодержащей руды лейкоксен, в виде его 1-30%-ной водной суспензии для обработки обводненного нефтяного пласта путем закачки ее в указанный нефтяной пласт. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - увеличение фильтрационных сопротивлений в высокопроводящих каналах пористой среды, что приводит к изменению гидродинамических потоков и перераспределению закачиваемых вод, выравниванию неоднородности пласта по проницаемости, исключению из разработки обводненных высокопроницаемых зон, за счет чего - увеличению охвата пластов заводнением и нефтеотдачи. 2 з.п. ф-лы, 1 пр.

Изобретение относится к применению биоцидов в нефтяных месторождениях. Способ обработки подземного образования, пронизанного стволом скважины, включающий введение жидкости для обработки скважины, состоящей из как минимум одного инкапсулированного биоцида, выбранного из приведенной группы, где при введении инкапсулированного биоцида и после предварительно определенного периода времени, биоцид высвобождается из инкапсулирующего материала и обрабатывает ствол скважины и подземное образование, жидкость для обработки скважины дополнительно содержит неинкапсулированный биоцид, и инкапсулированному биоциду свойственен такой профиль высвобождения, что инкапсулированный биоцид обеспечивает начальную концентрацию биоцида, способную обеспечить немедленный контроль микробного роста в пределах подземного образования и ствола скважины, и замедленное высвобождение биоцида для долгосрочного контроля микробного роста. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 10 з.п. ф-лы, 2 пр., 5 ил.

Изобретение относится к извлечению нефти из нефтяного пласта. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте заключается в нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации 0,1-100 мг/л указанной нагнетаемой жидкости и извлечении нефти из пласта. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте заключается в нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации, позволяющей ему изменять поверхностное натяжение между нефтью и водой в призабойной области нагнетальной скважины в пласте, но не изменять это натяжение за пределами этой области, и извлечении нефти. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте состоит в нагнетании воды внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации 0,1-100 мг/л указанной нагнетаемой воды для заводнения, указанное нагнетание воды выполняют через нагнетальную скважину в указанном пласте, а нагнетание ПАВ - через каполлярную трубку от источника ПАВ к призабойной области указанной нагнетательной скважины, нагнетании внутрь указанного пласта выборки из: биоцида, биостата, их комбинаций, и извлечении нефти из пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 1 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, конкретно, к способам воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт. Технический результат - повышение качества блокировки обводненных нефтяных скважин за счет большей скорости и устойчивости образующихся эмульсий, их повышенной вязкости и прочности в условиях повышенных температур. Способ включает последовательную закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества и воды. Перед закачкой воды в углеводородный раствор поверхностно-активного вещества вводят дисперсную добавку в количестве 10,5-60 мас.. Закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества с дисперсной добавкой и воды осуществляют циклически с числом циклов 2-10. После этого проводят выдержку в течение 24,5-48 часов и пуск скважины в эксплуатацию. В качестве углеводородного раствора поверхностно-активного вещества используют углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ или смеси неионогенных и анионных поверхностно-активных веществ типа нефтяных или синтетических сульфонатов. В качестве дисперсной добавки используют дисперсную добавку типа кремнийсодержащего вещества или дисперсную добавку карбонатов типа баритов, или углерод, или серу, или их смеси. 1 пр., 2 табл.

Наверх