Способ повышения нефтеотдачи гидрофильных пластов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи пластов. В способе повышения нефтеотдачи гидрофильных пластов, состоящих из высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и разбуренных нагнетательными и добывающими скважинами, включающем закачку через нагнетательную скважину в пласт в процессе заводнения водного раствора на основе электролита, растворителя, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ и воды, продавливание указанного раствора вглубь пласта, причем большая часть раствора движется по высокопроницаемой части пласта, вытесняя нефть к забою добывающей скважины, а меньшая часть указанного раствора под действием перепада давления между высокопроницаемым и низкопроницаемым пропластком продавливается в низкопроницаемый пропасток, осуществляя капиллярную пропитку для обеспечения снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз остаточной пластовой воды и нефти в низкопроницаемом пропластке гидрофильного коллектора, затем осуществляют остановку нагнетательной скважины на технологическую выстойку продолжительностью Тсут, определяемой по зависимости от расстояния нагнетательной скважины до фронта вытеснения нефти указанным водным раствором и пьзопроводности пласта Т=l2×/2χ, где l - указанное расстояние, м, χ - пьезопроводность пласта, м2/сут, и последующую закачку раствора заводнения с последующей добычей нефти через добывающие скважины, в качестве водного раствора используют водный раствор, содержащий в качестве электролита хлорид магния, в качестве жидкого агента - ацетон, при следующем соотношении компонентов, об.%: хлорид магния 5-10, ацетон 40-60, НПАВ 0,1, вода - остальное. Технический результат - повышение нефтеотдачи гидрофильных пластов. 3 пр., 1 табл., 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам повышения нефтеотдачи пластов путем гидродинамического воздействия на нефтяную залежь, сложенную гидрофильными пластами.

Гидрофильные продуктивные нефтенасыщенные пласты, являясь гетерогенной системой, состоят из множества пор и каналов, размеры которых изменяются от 1 до 500 мкм и более.

Поэтому основной задачей, в настоящее время, является извлечение трудноизвлекаемой нефти из коллекторов порового типа (алевролитов) с проницаемостью от 4·10-3 до 16·10-3 мкм2.

А.А. Ханиным (1977 г.) было установлено, что в высоко - и среднезернистых песчаниках фильтрация происходит через поры диаметром от 32 до 80 мкм, а в алевролитах - через поры сечением от 0,08 до 0,5 мкм. Дополнительно проведенные исследования показали, что в коллекторах с проницаемостью 4·10-3 мкм2 преобладают поры диаметром менее 0,5 мкм (68,7%); соответственно: 13,6·10-3 мкм2 - менее 0,5 мкм (44%); 16·10-3 мкм2 - менее 0,5 мкм (38%). Участия в процессе фильтрации они не принимают. Основные фильтрационные процессы в алевролитах идут через поры сечением 2,5-5 мкм. На их долю приходится до 20% от общего объема фильтруемой жидкости. В средне - и высокопроницаемых коллекторах с проницаемостью 267·10-3 мкм2 преобладают поры диаметром 10-20 мкм (37,3%); соответственно: 333·10-3 мкм2 - поры 10-20 (39,6%); 400·10-3 мкм2 - 10-20 мкм (38,5%); 418·10-3 мкм2 - 10-20 мкм (38%). Основной объем фильтрации проходит именно через поры сечением 10-20 мкм. Долевое участие пор данного сечения в общем объеме фильтрации жидкости составляет от 40 до 50% [Ягафаров А.К. Геолого-геофизические основы технологии интенсификации притоков в нефтеразведочных скважинах. Автореферат диссерт. на соискание уч. ст. доктора г.м.н., Тверь. 1994 г.]. Вытеснение нефти из коллекторов этого класса происходит по стандартной схеме и не требует, в идеале, особых усилий.

Из вышесказанного следует, что основной задачей, в настоящее время, является извлечение нефти из коллекторов порового типа (алевролитов) с проницаемостью от 4·10-3 до 16·10-3 мкм2.

Добиться этой цели - увеличения притоков нефти в добывающих скважинах и повышения нефтеотдачи пластов - возможно за счет интенсификации процессов капиллярного и диффузионного вытеснения нефти из тонкопористых сред.

В настоящее время разработано достаточно большое количество технологий повышения нефтеотдачи пластов.

Известен способ повышения нефтеотдачи пласта путем заводнения продуктивного пласта композицией, а именно технической водой [Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях / Еронин В.А и др. - М.: Недра, 1973].

Недостатком этого способа является низкая эффективность работ вследствие наличия слоистого коллектора, состоящего из высокопроницаемого (ВП) и низконопроницаемого (НП) пропластков, из-за невозможности извлечь трудноизвлекаемую нефть из НП, особенно сложенного из гидрофильных пород.

Известен способ повышения нефтеотдачи пласта методом вытеснения нефти композицией, например водными растворами неионогенных ПАВ [Опыт и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Западной Сибири / Гусев С.И. - М.: ВНИИОЭНГ, 1992.].

Недостатком этого способа является низкая эффективность работ, например, проведенные работы по повышению нефтеотдачи на Самотлорском и других нефтяных месторождениях Западной Сибири показали недостаточную эффективность водных растворов неионогенных ПАВ низких концентраций, а применение высококонцентрированных растворов оказалось экономически невыгодным, нецелесообразным.

Наиболее близкими к предлагаемому способу повышения нефтеотдачи гидрофильного пласта является способ циклического заводнения с закачиванием в пласт композиции 3% водного раствора хлорида кальция с добавкой спирта (40-60%) и 0,1% водорастворимого неионогенного ПАВ, с дальнейшей остановкой скважины на технологическую выстойку, время которой находится в прямой зависимости от расстояния нагнетательной скважины до фронта вытеснения и пьезопроводности пласта. RU №2009141138 А, МПК Е21В 43/22 (2006.01).

Недостатком этого способа является то, что увеличение концентрации ионов кальция в растворе приводит к образованию эмульсии (мылонафта) которая снижает эффективность цикличного заводнения, вплоть до полной закупорки пор продуктивного пласта.

Задача изобретения - увеличение притоков трудноизвлекаемой нефти в добывающих скважинах.

Технический результат изобретения - повышение нефтеотдачи гидрофильных пластов за счет перетока трудноизвлекаемой нефти из никопроницаемой части пласта, который происходит при создании перепада давлений между низкопроницаемой и высокопроницемой частями пласта и происходящих в пласте ионно-обменных, диффузионных и капиллярных процессов в результате обработки пласта закачиваемой композицией.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе повышения нефтеотдачи гидрофильных пластов, состоящих из высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и разбуренных нагнетательными и добывающими скважинами, включающем закачку через нагнетательную скважину в пласт в процессе заводнения водного раствора, на основе электролита, растворителя неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ и вода - остальное, продавливание указанного раствора в глубь пласта, причем большая часть раствора движется по высокопроницаемой части пласта, вытесняя нефть к забою добывающей скважины, а меньшая часть указанного раствора под действием перепада давления между высокопроницаемым и низкопроницаемым пропластком продавливается в низкопроницаемый пропасток, осуществляя капиллярную пропитку для обеспечения снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз остаточной пластовой воды и нефти в низкопроницаемом пропластке гидрофильного коллектора, затем осуществляют остановку нагнетательной скважины на технологическую выстойку продолжительностью Тсут, определяемой по зависимости от расстояния, нагнетательной скважины до фронта вытеснения нефти указанным водным раствором и пьзопроводности пласта при одинаковом ее виде, и последующую закачку раствора заводнения с последующей добычей нефти через добывающие скважины, особенностью является то, что в качестве водного раствора используют водный раствор, содержащий в качестве электролита хлорид магния, в качестве жидкого агента - ацетон, при следующем соотношении компонентов, об. %: хлорид магния 5-10, ацетон 40-60, НПАВ 0,1, вода - остальное.

Нефть, находящаяся в низкопроницаемом пропластке (НП), под действием перепада давления между высокопроницаемом пропластке (ВП) и низкопроницаемом НП, а также после установления квазиустановившегося равновесия за счет ионно-обменных реакций, связанных с происходящими в пласте осмотическими явлениями и молекулярной диффузией, перетекает из НП в ВП, при восстановлении дальнейшей закачки композиции через нагнетательную скважину, в процессе дальнейшего заводнения, с увеличением давления поступившая нефть из НП вовлекается в общий водонефтяной поток по ВП и вытесняется к забоям добывающих скважин, с повторением цикла на технологическую выстойку, до момента, когда композиция достигнет забоя добывающей скважины.

На фиг. 1 изображена схема расположения нефти в слоистом пласте, на фиг. 2 - схема вытеснения нефти композицией из высокопроницаемого пропластка к забою добывающей скважины (первый цикл заводнения), на фиг. 3 - схема вытеснения нефти композицией из низкопроницаемого пропластка в высокопроницаемый (второй цикл заводнения), на фиг. 4 - схема замещения нефти из низкопроницаемого пропластка в высокопроницаемый за счет капиллярной пропитки порового пространства, за счет ионно-обменных реакций, на фиг. 5 - схема вытеснения нефти композицией из высокопроницаемого пропластка к забою добывающей скважины (третий цикл заводнения).

Способ реализуется следующим образом.

В нагнетательные скважины 1 под давлением закачивают рабочую композицию 2, включающую, об.% водный раствор магний-хлор электролит MgCl2 (5-10 об.%) с добавкой ацетона (40-60 об.%) и 0,1 об.% неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ), например, дисолван, превоцел, многофункциональный МЛ - 80 и др. В первом цикле заводнения большая часть (60-80%) 3 композиции 2 продавливают по высокопроницаемому пропластку 4 (ВП) в направлении добывающей скважины 5, вытесняя нефть 6 из ВП 4 к забою добывающей скважины 5. Часть композиции (40-20%) 2 (показано стрелками на фиг. 2) под действием перепада давления между ВП и низкопроницаемым пропласткам (НП) 7 выдавливают в НП (уходит вверх), не позволяя ей достигнуть забоя добывающей скважины 5.

При последующей остановке нагнетательной скважины (второй цикл заводнения) на технологическую выстойку, продолжительность Т (сут.), которая зависит от расстояния нагнетательной скважины до фронта вытеснения (l) 8 и пъезопроводности пласта (χ), определяемой из уравнения

где l - расстояние от нагнетательной (возмущающей) скважины до фронта вытеснения нефти композиции, м; (постепенное увеличение расстояния от нагнетательной скважины до добывающей), χ - пьезопроводность пласта.

При снижении перепада давления часть трудноизвлекаемой нефти 9, находящейся в НП 7, перетекает из НП 7 в ВП 4 (фиг. 3).

При восстановлении дальнейшей закачки композиции 2 через нагнетательную скважину 1 в процессе дальнейшего заводнения нефтяной залежи с увеличением давления нагнетания, а значит и пластового давления, поступившую нефть из НП 7 в ВП 4 вытесняют к забою добывающей скважины 5 (фиг. 4).

Физическая сущность капиллярной пропитки заключается в следующем. После остановки нагнетательной скважины в зоне проникновения композиции 2 на основе водного раствора магний-хлор электролит MgCl2 (5-10 об.%) с добавкой ацетона (40-60 об.%) и 0,1 об.% неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) в поровом пространстве коллектора создается перепад давления, обусловленный осмотическими явлениями из-за разности концентраций электролитов в ВП и НП.

Закаченная в пласт композиция 2 представляет собой среду, отличающуюся термодинамическими и кинетическими свойствами от нефти, находящейся в пласте, в ее ВП и НП, что позволяет ее активное взаимодействие с поровой поверхностью коллектора и остаточной водой в поровом пространстве НП.

Активность катионов магний-хлор электролита в два раза выше активности ионов хлорида натрия в содержащихся пластовых водах нефтяных месторождений Западной Сибири. Поэтому катионы более активного магния замещают ионы натрия в молекулах межслоевой воды, располагающейся между набухающими пакетами глинистых минералов. Кроме того, композиция на основе водного раствора магний-хлор электролита выделяет дополнительное тепло. Таким образом, осмотическое давление, ионно-обменные и молекулярные диффузионные процессы - это те дополнительные факторы, которые способствуют извлечению трудноизвлекаемой нефти из НП (низкопроницаемых разностей коллекторов).

С целью увеличения гидравлического радиуса пор коллекторов и снижения капиллярного давления в рабочую композицию добавляются неионогенные ПАВ низких концентраций (0,1 об.%) и ацетон (40-60 об.%), что повышает эффективность капиллярной пропитки гидрофильного пласта. Использование ацетона в рабочей композиции вместо спирта способствует разрушению углеводородных связей, что позволяет повысить проницаемость, увеличивая проникновение композиции из ВП в НП пропласток.

Введение в композицию водорастворимых неионогенных ПАВ способствует снижению поверхностного натяжения на границе раздела фаз, уменьшению угла смачивания, что в условиях гидрофильного коллектора повышает интенсивность процесса капиллярной пропитки пласта полярной жидкостью (композицией).

С целью снижения коэффициента поверхностного натяжения MgCl-электролита в него добавляют ацетон (40-60%) (табл. 1).

Из таблицы 1 видно, что введение ацетона снижает показатель коэффициент поверхностного натяжения композиции практически в 1,5 раза, что также способствует ускорению проникновения ионов хлорида магния через границу фаз.

Таким образом, преимущество и эффективность предлагаемого способа заключается в проявлении двойного эффекта:

- перераспределение давления между высоко- и низкопроницаемыми разностями нефтенасыщенного коллектора (НП и ВП) при остановке нагнетательной скважины;

- интенсивные ионно-обменные реакции, усиливающие осмотические и молекулярно-диффузионные процессы.

За счет вышеуказанных процессов увеличивается объем трудноизвлекаемой нефти и повышается нефтеотдача гидрофильного пласта в процессе циклического метода заводнения.

Содержание MgCl2 в составе композиции более 10% практически не дает существенного эффекта, при содержании менее 10% увеличивает продолжительность ионно-обменных и молекулярных диффузионных процессов.

Содержание ацетона в составе рабочей композиции более 60% экономически невыгодно, применение менее 40% увеличивает время ионно-обменных и молекулярных диффузионных процессов.

Содержание неионогенных ПАВ в составе композиции более 0,1% экономически не выгодно, хотя и позволит эффективнее извлекать нефть из пласта, а при менее 0,1% практически не дает существенного эффекта.

Пример реализации работ.

1. Готовится композиция из расчета на 1 м3 - в 5-10 об % MgCl2 (100 кг) затворяют в воде и добавляют ацетон 45 об.% (450 кг). Затем в приготовленный раствор вводится 0,1 об.% (от объема композиции) неионогенный ПАВ (1 кг).

2. Композиция готовится из расчета 30 м3 на 1 м эффективной толщины пласта.

3. Приготовленную композицию закачивают в пласт через нагнетательную скважину при давлении ниже давления разрыва пласта.

4. Продавливают композицию в глубину пласта. При этом закачивание композиции в нагнетательную скважину необходимо остановить в запланированное время и по соотношениям материального баланса определить местонахождение композиции в пласте, на каком расстоянии от добывающей скважины находится фронт нагнетания.

5. Остановить нагнетательную скважину на технологическую выстойку, при которой устанавливается перепад давления между пропластками, начинает на пласт действовать осмотическое давление, начнут происходить процессы молекулярной диффузии и капиллярной пропитки. Длительность остановки определяют по опыту предыдущих работ или по известной формуле, используемой при решении задач нестационарного заводнения:

где l - расстояние от возмущающей скважины до фронта вытеснения нефти композицией; χ - пьезопроводность пласта.

Пример №1

В нагнетательную скважину, расположенную на расстоянии 500 м от добывающей скважины, эксплуатирующей продуктивный пласт нефтенасыщенной толщиной 5 м Кпр=3,0-9,3 мД, причем проницаемость в нижней части выше, чем в верхней, пьезопроводность пласта - 534 см2/сек, расстояние от возмущающей скважины до фронта вытеснения нефти l=300 м. Закачивают и продавливают в пласт при давлении ниже давления разрыва предварительно заготовленную композицию в объеме 150 м3: 7,5 об.% MgCl2 - 7500 кг MgCl2 растворяют в воде, в приготовленный солевой раствор добавляют 45 об.% ацетона - 67,5 т, затем в состав добавляют 0,1 об. % дисолван - 150 кг. После продавливания всей композиции в пласт нагнетательную скважину останавливают на 9,8 сут. После чего возобновляют нагнетание композиции в пласт.

Пример №2

В нагнетательную скважину, расположенную на расстоянии 1000 м от добывающей скважины, эксплуатирующей продуктивный пласт нефтенасыщенной толщиной 7 м Кпр=4,0-7,6 мД, причем проницаемость в нижней части выше, чем в верхней, пьезопроводность пласта - 836 см2/сек, расстояние от возмущающей скважины до фронта вытеснения нефти l=600 м. Закачивают и продавливают в пласт при давлении ниже давления разрыва предварительно заготовленную композицию в объеме 210 м3: 5 об.% MgCl2 - 10500 кг растворяют в воде, в приготовленный солевой раствор добавляют 40 об.% ацетона - 84,0 т, затем в состав добавляют 0,1 об.% превоцел - 210 кг. После продавливания всей композиции в пласт нагнетательную скважину останавливают на 25,0 (24,9) сут. После чего возобновляют нагнетание композиции в пласт.

Пример №3

В нагнетательную скважину, расположенную на расстоянии 600 м от добывающей скважины, эксплуатирующей продуктивный пласт нефтенасыщенной толщиной 3 м Кпр=2,0-6,8 мД, причем проницаемость в нижней части выше, чем в верхней, пьезопроводность пласта - 564 см2/сек, расстояние от возмущающей скважины до фронта вытеснения нефти l=287 м. Закачивают и продавливают в пласт при давлении ниже давления разрыва предварительно заготовленную композицию в объеме 90 м3: 10 об.% MgCl2 8100 кг MgCl2 растворяют в воде, в приготовленный солевой раствор добавляют 60 об.% ацетона - 54,0 т, затем в состав добавляют 0,1 об.% многофункциональный МЛ 80-90 кг. После продавливания всей композиции в пласт нагнетательную скважину останавливают на 5,7 сут (8,4).) После чего возобновляют нагнетание композиции в пласт.

Способ повышения нефтеотдачи гидрофильных пластов, состоящих из высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и разбуренных нагнетательными и добывающими скважинами, включающий закачку через нагнетательную скважину в пласт в процессе заводнения водного раствора на основе электролита, растворителя, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ и воды, продавливание указанного раствора вглубь пласта, причем большая часть раствора движется по высокопроницаемой части пласта, вытесняя нефть к забою добывающей скважины, а меньшая часть указанного раствора под действием перепада давления между высокопроницаемым и низкопроницаемым пропластком продавливается в низкопроницаемый пропасток, осуществляя капиллярную пропитку для обеспечения снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз остаточной пластовой воды и нефти в низкопроницаемом пропластке гидрофильного коллектора, затем осуществляют остановку нагнетательной скважины на технологическую выстойку продолжительностью Тсут, определяемой по зависимости от расстояния нагнетательной скважины до фронта вытеснения нефти указанным водным раствором и пьзопроводности пласта Т=l2×/2χ, где l - указанное расстояние, м, χ - пьезопроводность пласта, м2/сут, и последующую закачку раствора заводнения с последующей добычей нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в качестве водного раствора используют водный раствор, содержащий в качестве электролита хлорид магния, в качестве жидкого агента ацетон, при следующем соотношении компонентов, об.%: хлорид магния 5-10, ацетон 40-60, НПАВ 0,1, вода - остальное.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений за счет выделения большого количества тепла без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, используемые компоненты вступают между собой в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа).

Группа изобретений относится к добыче углеродсодержащего вещества из подземного месторождения. Технический результат - оптимизация индуктивного нагрева резервуара для снижения вязкости при добыче углеродсодержащего вещества, понижение потребления воды, ускорение добычи, увеличение добычи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в том числе к разработке нефтяных пластов с неоднородными, низкопроницаемыми, глинизированными коллекторами, при наличии искусственных трещин и кольматацин порового пространства глинистым материалом, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации устаревших и изношенных скважин с дефектными эксплуатационными колоннами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой или слоистой залежи нефти с преимущественно поровым типом коллектора многозабойными горизонтальными скважинами.

Настоящее изобретение относится к способу обработки иллитсодержащего пласта, предпочтительно пласта песчаника. Способ обработки иллитсодержащего пласта включает введение в пласт жидкости, содержащей глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение возможности отбора высоковязкой нефти с большим содержанием парафиновых и асфальто-смолистых веществ в высоковязкой нефти, снижение тепловых потерь.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации межколонных газопроявлений в нефтегазовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах (ММП).
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя и промывают скважину циркуляцией, закачивают через колонну насосно-компрессорных труб на забой водный раствор поверхностно-активного вещества в объеме 3-4 м3 и продавливают водой плотностью 1,17-1,19 г/см3 в объеме 5-6 м3.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области крепления обсадных колонн в процессе строительства скважин, установки изоляционных и ликвидационных мостов в процессе КРС и ликвидации скважин в условиях сероводородной агрессии и аномально-высоких пластовых давлений при температуре до 120°C.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к области бурения нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для крепления нефтяных и газовых скважин и боковых стволов с горизонтальными и наклонными участками в условиях нормальных температур.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при цементировании эксплуатационной колонны верхних надпродуктивных интервалов скважины тампонажным материалом с добавлением пеностекла.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ для крепления слабосцементированных пород и призабойной зоны пескопроявляющих скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений за счет выделения большого количества тепла без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, используемые компоненты вступают между собой в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин.

Изобретение относится к способу цементирования в подземной формации, включающему: приготовление медленно застывающей цементной композиции, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, диспергирующий агент и замедлитель схватывания, где замедлитель схватывания содержит производное фосфоновой кислоты, а диспергирующий агент содержит диспергирующий агент на основе поликарбоксилированного эфира; активацию медленно застывающей цементной композиции; введение медленно застывающей цементной композиции в подземную формацию; и предоставление возможности медленно застывающей цементной композиции схватиться в подземной формации.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, и может быть использовано для восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин путем ликвидации межколонного и заколонного давления, источниками возникновения которого являются утечки газа по негерметичным резьбам указанных колонн и по микротрещинам цементного камня.

Настоящее изобретение относится к способу ингибирования отложений в геологическом образовании, таком как углеводородный пласт, и набору составляющих для выполнения этого способа. Способ ингибирования отложений в геологическом образовании содержит: нанесение связующего на поверхность геологического образования, доставку наноматериала на углеродной основе к поверхности геологического образования, чтобы вызвать сцепление вследствие химического взаимодействия между наноматериалом и связующим, причем наноматериал обеспечивает один или более центров адсорбции для ингибитора отложений, помещение некоторого количества ингибитора отложений в геологическое образование так, что доза ингибитора отложений адсорбируется наноматериалом, и ингибирование отложений в геологическом образовании вследствие продленного высвобождения упомянутой дозы ингибитора отложений из наноматериала в геологическое образование. Набор составляющих для выполнения указанного способа содержит связующее и указанные наноматериал и ингибитор отложений. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение срока действия ингибитора отложений. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 табл., 24 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи пластов. В способе повышения нефтеотдачи гидрофильных пластов, состоящих из высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и разбуренных нагнетательными и добывающими скважинами, включающем закачку через нагнетательную скважину в пласт в процессе заводнения водного раствора на основе электролита, растворителя, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ и воды, продавливание указанного раствора вглубь пласта, причем большая часть раствора движется по высокопроницаемой части пласта, вытесняя нефть к забою добывающей скважины, а меньшая часть указанного раствора под действием перепада давления между высокопроницаемым и низкопроницаемым пропластком продавливается в низкопроницаемый пропасток, осуществляя капиллярную пропитку для обеспечения снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз остаточной пластовой воды и нефти в низкопроницаемом пропластке гидрофильного коллектора, затем осуществляют остановку нагнетательной скважины на технологическую выстойку продолжительностью Тсут, определяемой по зависимости от расстояния нагнетательной скважины до фронта вытеснения нефти указанным водным раствором и пьзопроводности пласта Тl2×2χ, где l - указанное расстояние, м, χ - пьезопроводность пласта, м2сут, и последующую закачку раствора заводнения с последующей добычей нефти через добывающие скважины, в качестве водного раствора используют водный раствор, содержащий в качестве электролита хлорид магния, в качестве жидкого агента - ацетон, при следующем соотношении компонентов, об.: хлорид магния 5-10, ацетон 40-60, НПАВ 0,1, вода - остальное. Технический результат - повышение нефтеотдачи гидрофильных пластов. 3 пр., 1 табл., 5 ил.

Наверх