Способ разработки нефтяного пласта (варианты)

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с НПАВ и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - ВОА, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении 0,15-45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА и ПАА при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, ВОА - 0,05-0,3, ПАА - 0,05-0,8, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и ВОА при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, ВОА - 0,05-0,3, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:1, 250-400 м3/сут - (1-2):1, а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л в объеме 10-20 м3. По другому варианту в указанном способе при значении минерализации 45-300 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА при их содержании, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, ВОА - 0,001-0,15, вода с минерализацией 45-300 г/л - остальное, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и ВОА при их содержании, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, ВОА - 0,05-0,3, вода с минерализацией 45-300 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:(1-2), 250-400 м3/сут - 1:(1-3), а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 г/л в объеме 10-20 м3. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта, снижение потери НПАВ и щелочи. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки нефтяного пласта и может найти применение при разработке нефтяных месторождений с терригенными и карбонатными коллекторами.

Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий последовательную закачку оторочки щелочного раствора и полимера с последующим переходом на обычное заводнение (кн. «Щелочное заводнение» А.Т. Горбунов, Л.Н. Бученков, М. Недра, 1989, с. 40-47).

Недостатком способа является низкая активность вытеснения пленочной нефти.

Известен способ разработки нефтяного пласта (кн. «Щелочное заводнение». А.Т. Горбунов, Л.Н. Бученков. М.: Недра, 1989, с. 48-49), включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину оторочки раствора смеси щелочи и поверхностно-активного вещества (ПАВ), а затем полимерного раствора с последующим переходом на обычное заводнение.

Недостатками являются потери активных компонентов вытесняющего агента вследствие формирования осадка при контакте с минерализованными водами, содержащими соли двухвалентных металлов. Кроме того, известный способ недостаточно эффективно изолирует промытые зоны пласта и недостаточно способствует отмыву нефти при последующем ее вытеснении.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяного пласта (патент RU №2070282, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.12.1996 г., бюл. №34), включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину водного раствора щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом (НПАВ) с предварительно определенной оптимальной концентрацией, остановку скважины на расчетное время, последующую закачку в пласт полимера с переходом на обычное заводнение.

Достоинствами способа являются снижение потребления НПАВ за счет уменьшения адсорбционных процессов вследствие введения щелочи, сохранение низкого межфазного натяжения на границе с нефтью, увеличение коэффициента извлечения нефти из пласта за счет проведения процессов капиллярной пропитки и остановки скважины.

Недостатком способа является снижение эффективности вытеснения нефти за счет остановки скважины, высокой потери НПАВ и щелочи в промытых высокопроницаемых зонах пласта, недостаточного подключения в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков и вследствие этого незначительный охват пласта воздействием.

Технической задачей предложения является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта за счет безостановочной работы скважины, снижение потери НПАВ и щелочи в промытых высокопроницаемых зонах пласта, выравнивание фронта вытеснения, подключение в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, и увеличение охвата пласта воздействием. А также расширение технологических возможностей способа.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяного пласта, включающим последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом - НПАВ и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины.

По первому варианту новым является то, что в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении от 0,15 до 45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом и ПАА при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,05-0,3, ПАА - 0,05-0,8, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,05-0,3, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:1, 250-400 м3/сут -(1-2):1, а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л в объеме 10-20 м3.

По второму варианту новым является то, что в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении от 45 до 300 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,001-0,15, вода с минерализацией от 45 до 300 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,05-0,3, вода с минерализацией от 45 до 300 г/л - остальное, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:(1-2), 250-400 м3/сут - 1:(1-3), а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 г/л в объеме 10-20 м3.

Для приготовления составов используют следующие реагенты:

- в качестве щелочи используют щелочные реагенты, например, гидроксид натрия (натр едкий технический, выпускаемый по ГОСТ Р 55064) или соли щелочных металлов (тринатрийфосфат (ТНФ), выпускаемый по ГОСТ 201-76);

- в качестве полимеров используют полиакриламид (ПАА) импортный или отечественный с молекулярной массой (5-15)·106;

- в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол;

- в качестве воды используют закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л.

Сущность способа заключается в следующем.

По первому варианту

При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным или карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования пластов, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну. Определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины при давлении закачки. Уточняют минерализацию закачиваемой воды до закачки в пласт оторочек.

При минерализации закачиваемой воды от 0,15 до 45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом и ПАА при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,05-0,3, ПАА - 0,05-0,8, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,05-0,3, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:1, 250-400 м3/сут - (1-2):1, а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л в объеме 10-20 м3.

Предварительная закачка водного раствора ПАА позволяет снизить потери ПАВ и щелочи в промытых участках пласта за счет повышения фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых зонах. Закачка первой оторочки смеси водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом и дополнительно ПАА позволяет подключить в разработку нефтенасыщенные пропластки, ранее не задействованные вытеснением. За счет содержания в составе вытесняющего агента НПАВ или за счет ПАВ, образующихся в результате контакта щелочного раствора с нефтью, происходит уменьшение межфазного натяжения на границе «нефть-вытесняющий агент». Так как величина капиллярных сил пропорциональна поверхностному натяжению на границе фаз, то снижение поверхностного натяжения способствует более полному диспергированию нефти в пласте, ранее удерживаемой капиллярными силами, а также отмыву пленочной нефти. НПАВ и щелочь при взаимодействии с породой изменяют характер смачиваемости поверхности преимущественно с гидрофобного на гидрофильный. Дополнительно за счет содержания в составе ПАА происходит выравнивание фронта вытеснения. Закачка второй оторочки, содержащей ПАА и дополнительно водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол, выравнивает фронт вытеснения. Дополнительное содержание водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола в составе повышает нефтеотмывающую способность вытесняющей оторочки.

Закачку оторочек в пласт осуществляют с использованием установки КУДР следующим образом.

До закачки в пласт первой и второй оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л в объеме 10-20 м3.

Водный раствор ПАА готовят в смесительной емкости путем подачи ПАА шнековым дозатором и закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л с водовода на вход струйного насоса.

Приготовленный водный раствор ПАА насосом установки закачивают по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) через нагнетательную скважину.

Затем после закачки в пласт водного раствора ПАА или закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л закачивают в пласт первую и вторую оторочки.

Первую оторочку - смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом и ПАА - готовят следующим образом.

Смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом и ПАА готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой щелочи и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола дозировочными насосами из емкостей автоцистерн с одновременной дозировкой ПАА шнековым дозатором. Приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину в пласт.

Первую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки.

Вторую оторочку - смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола готовят следующим образом.

Смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ПАА шнековым дозатором и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола дозировочным насосом из емкости автоцистерны.

Приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.

Вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну.

После окончания закачки запланированный объем оторочек продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 10-20 м3. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.

По второму варианту

При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным или карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования пластов, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну. Определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины при давлении закачки. Уточняют минерализацию закачиваемой воды до закачки в пласт оторочек.

При минерализации закачиваемой воды от 45 до 300 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,001-0,15, вода с минерализацией от 45 до 300 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,05-0,3, вода с минерализацией от 45 до 300 г/л - остальное, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:(1-2), 250-400 м3/сут - 1:(1-3), а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 г/л в объеме 10-20 м3.

Закачку оторочек в пласт осуществляют с использованием установки КУДР следующим образом.

До закачки в пласт первой и второй оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 г/л в объеме 10-20 м3.

Затем после закачки в пласт водного раствора ПАА или закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 г/л закачивают в пласт первую и вторую оторочки.

Первую оторочку - смесь водного раствора щелочи с НПАВ - готовят следующим образом.

Смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 г/л с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой щелочи и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола дозировочными насосами из емкостей автоцистерн.

Приготовленную смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом насосом установки закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.

Первую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки.

Вторую оторочку - смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола готовят следующим образом.

Смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 г/л с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ПАА шнековым дозатором и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола дозировочным насосом из емкости автоцистерны.

Приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.

Вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну.

После окончания закачки запланированный объем оторочек продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 10-20 м3. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.

Предлагаемый способ разработки нефтяного пласта позволяет увеличить охват пласта воздействием за счет безостановочной работы скважины, снижение потери НПАВ и щелочи в промытых высокопроницаемых зонах пласта, выравнивание фронта вытеснения, подключение в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, и увеличение охвата пласта воздействием. Предложение позволяет расширить технологические возможности способа.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1. (по первому варианту). В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами проницаемостью 0,40 мкм2, нефтенасыщенностью 88,5%, пористостью 20,1-22,5%, нефтенасыщенная толщина пласта - 11,3 м (два пропластка). По геофизическим исследованиям пластов: первый пропласток (8,5 м) принимает 100 м3/сут, второй пропласток (1,8 м) - не принимает (пример 1, табл. 1). Начальную приемистость нагнетательной скважины определяют закачкой воды не менее одного часа после заполнения скважины. Приемистость нагнетательной скважины составляет 100 м3/сут при давлении закачки 6,0 МПа. Рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, составляет 10,0 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить две оторочки. Определяют объемное соотношение оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины при давлении закачки (100 м3/сут при давлении закачки 6,0 МПа) - 1:1, объем первой оторочки составляет 100 м3, второй оторочки - 100 м3 (пример 1, табл. 1).

В качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом и ПАА при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,05, ПАА - 0,05, вода с минерализацией 0,15 г/л - 99,8 в объеме 100 м3 (100 т), состоящую из гидроксида натрия - 0,1 т, водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола - 0,05 т, полиакриламида с молекулярной массой 7,5 млн. Д. - 0,05 т и воды с минерализацией 0,15 г/л - 99,8 т.

В качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола при следующем содержании компонентов, мас. %: полиакриламид - 0,05, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,05, вода с минерализацией 0,15 г/л - 99,9 в объеме 100 м3 (100 т), состоящую из полиакриламида с молекулярной массой 7,5 млн. Д. - 0,05 т, водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола - 0,05 т и воды с минерализацией 0,15 г/л - 99,9 т.

После определения начальной приемистости нагнетательной скважины 100 м3/сут при давлении закачки 6,0 МПа и уточнения минерализации закачиваемой воды (0,15 г/л) закачивают в пласт водный раствор ПАА с концентрацией 0,05 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки - 100 м3 (100 т), содержащий 0,05 т полиакриламида и воду с минерализацией 0,15 г/л - 99,95 т. В качестве полимера используют ПАА с молекулярной массой 7,5 млн. Д.

Водный раствор ПАА готовят в смесительной емкости путем подачи ПАА с концентрацией 0,05 мас. % шнековым дозатором и закачиваемой воды с минерализацией 0,15 г/л (99,95 мас. %) с водовода на вход струйного насоса.

После закачки водного раствора ПАА закачивают в пласт первую оторочку до увеличения давления закачки от первоначального давления закачки на 30% (7,8 МПа) (пример 1, табл. 2).

Первую оторочку - смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом и ПАА готовят следующим образом.

Смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом готовят непосредственно на устье скважины перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину.

В смесительную емкость установки КУДР подают закачиваемую воду с минерализацией 0,15 г/л с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой щелочи - гидроксида натрия (0,1 мас. %) и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола (0,05 мас. %) дозировочными насосами из емкостей автоцистерн с одновременной дозировкой ПАА (0,05 мас. %) шнековым дозатором.

Приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину в пласт.

Затем закачивают вторую оторочку до увеличения давления закачки на 50% (9,0 МПа) от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну (10,0 МПа) (пример 1, табл. 2).

Вторую оторочку - смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола в объеме 100 м3 (100 т) - готовят следующим образом.

Смесь водного раствора ПАА (0,05 мас. %) и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола (0,05 мас. %) готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией 0,15 г/л (99,9 мас. %) с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ПАА шнековым дозатором и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола дозировочным насосом из емкости автоцистерны (пример 1, табл. 1).

Приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.

После окончания закачки запланированный объем оторочек (200 м3, из них первая оторочка - 100 м3, вторая оторочка - 100 м3) продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 10 м3. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.

Результаты исследований показывают, что произошло перераспределение фильтрационных потоков: первый пропласток стал принимать 45 м3/сут, второй пропласток - 45 м3/сут. Определяют конечное давление закачки и приемистость после обработки скважины. Приемистость уменьшилась до 90 м3/сут при давлении 9,0 МПа, удельная приемистость снизилась на 41% (пример 1, табл. 2).

Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта по первому варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1 и 2 (подпункты 1-22).

Пример 2 (по второму варианту). В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной и четырьмя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами проницаемостью 0,45 мкм2, нефтенасыщенностью 89,5%, пористостью 21,8,1-23,5%, нефтенасыщенная толщина пласта - 7,8 м (три пропластка). По геофизическим исследованиям пластов: первый пропласток (2,9 м) принимает 65 м3/сут, второй пропласток (3,0 м) - 35 м3/сут, третий пропласток (1,9 м) - не принимает (пример 23, табл. 1). Начальную приемистость нагнетательной скважины определяют закачкой воды не менее одного часа после заполнения скважины. Приемистость нагнетательной скважины составляет 100 м3/сут при давлении закачки 7,5 МПа. Рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, составляет 14,5 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить две оторочки. Определяют объемное соотношение оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины при давлении закачки (100 м3/сут при давлении закачки 7,5 МПа) - 1:1, объем первой оторочки составляет 100 м3, второй оторочки - 100 м3 (пример 23, табл. 1).

В качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,001, вода с минерализацией 45 г/л (плотность закачиваемой воды - 1030 кг/м3) - 99,899 в объеме 100 м3 (103 т), состоящую из гидроксида натрия - 0,103 т, водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола - 0,00103 т и воды с минерализации 45 г/л - 102,896 т.

В качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола при следующем содержании компонентов, мас. %: полиакриламид - 0,05, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,05, вода с минерализацией 45 г/л - 99,9 в объеме 100 м3 (103 т), состоящую из полиакриламида с молекулярной массой 7,5 млн. Д. - 0,0515 т, водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола - 0,0515 т и воды с минерализацией 45 г/л - 102,897 т.

После определения начальной приемистости нагнетательной скважины 100 м3/сут при давлении закачки 7,5 МПа и уточнения минерализации закачиваемой воды (45 г/л) закачивают в пласт водный раствор ПАА с концентрацией 0,05 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки, и составляет 100 м3 (103 т), содержащий 0,0515 т полиакриламида и воды с минерализацией 45 г/л - 102,9485 т. В качестве полимера использовали ПАА с молекулярной массой 7,5 млн. Д.

Водный раствор ПАА готовят в смесительной емкости путем подачи ПАА с концентрацией 0,05 мас. % шнековым дозатором и закачиваемой воды с минерализацией 45 г/л (99,95 мас. %) с водовода на вход струйного насоса.

После закачки водного раствора ПАА закачивают в пласт первую оторочку до увеличения давления закачки от первоначального давления закачки на 30% (9,75 МПа) (пример 23, табл. 2).

Первую оторочку - смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом - готовят следующим образом.

Смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом готовят непосредственно на устье скважины перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину.

В смесительную емкость установки КУДР подают закачиваемую воду с минерализацией 45 г/л с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой щелочи - гидроксида натрия (0,1 мас. %) и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола (0,001 мас. %) дозировочными насосами из емкостей автоцистерн.

Приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину в пласт.

Затем закачивают вторую оторочку до увеличения давления закачки на 70% (12,8 МПа) от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну (14,5 МПа) (пример 1, табл. 2).

Вторую оторочку - смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола в объеме 100 м3 (103 т) готовят следующим образом.

Смесь водного раствора ПАА (0,05 мас. %) и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола (0,05 мас. %) готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией 45 г/л (99,9 мас. %) с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ПАА шнековым дозатором и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола дозировочным насосом из емкости автоцистерны (пример 23, табл. 1).

Приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.

После окончания закачки запланированный объем оторочек (200 м3, из них первая оторочка - 100 м3, вторая оторочка - 100 м3) продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 20 м3. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.

Результаты исследований показывают, что произошло перераспределение фильтрационных потоков: первый пропласток стал принимать 50 м3/сут, второй пропласток - 25 м3/сут, третий пропласток - 15 м3/сут. Определяют конечное давление закачки и приемистость после обработки скважины. Приемистость уменьшилась до 90 м3/сут при давлении 12,8 МПа, удельная приемистость снизилась на 46% (пример 23, табл. 2).

Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта по второму варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1 и 2 (подпункты 23-40).

Полученные результаты показывают, что происходит перераспределение фильтрационных потоков в пласте и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которые приводят к увеличению охвата пласта вытеснением в 1,2-1,5 раза. Дополнительная добыча составила более 1200 т нефти на одну скважино-обработку.

Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяного пласта позволяет:

- проводить безостановочную работу скважины;

- снизить потери НПАВ и щелочи в промытых высокопроницаемых зонах пласта;

- выровнять фронт вытеснения;

- подключить в разработку ранее неохваченные нефтенасыщенные пропластки;

- увеличить охват пластов воздействием;

- расширить технологические возможности способа.

1. Способ разработки нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом - НПАВ, и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении от 0,15 до 45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом и ПАА при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,05-0,3, ПАА - 0,05-0,8, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,05-0,3, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:1, 250-400 м3/сут - (1-2):1, а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л в объеме 10-20 м3.

2. Способ разработки нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с НПАВ и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении от 45 до 300 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,001-0,15, вода с минерализацией от 45 до 300 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,05-0,3, вода с минерализацией от 45 до 300 г/л - остальное, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:(1-2), 250-400 м3/сут - 1:(1-3), а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 г/л в объеме 10-20 м3.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных слоистых коллекторов. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения слоистых нефтяных залежей.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке антиклинальных залежей нефти с водонефтяными зонами и терригенным типом коллектора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритоков в добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненного неоднородного пласта с применением химических реагентов.

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах без водонефтяных зон. В способе разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах, включающем строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин параллельно друг другу, размещение добывающих горизонтальных скважин в нижней части продуктивного пласта, размещение нагнетательных горизонтальных скважин в кровельной части продуктивного пласта между добывающими горизонтальными скважинами в горизонтальной проекции, закачку вытесняющего агента через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, перед строительством скважин выбирают участок залежи, обеспечивающий гидродинамическую связь между близлежащими горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами по всей толщине, при строительстве выбирают расстояние между близлежащими горизонтальными стволами добывающих и нагнетательных скважин прямо пропорционально проницаемости пород участка, при этом в качестве вытесняющего агента выбирают воду с минерализацией не более 4 г/л, которую закачивают в продуктивный пласт с давлением, превышающим начальное пластовое давление не более 7% от начального пластового давления, закачку воды прекращают после снижения приемистости горизонтальных нагнетательных скважин до уровня, при котором объем закачиваемой в пласт слабоминерализованной воды превышает объем отбираемой пластовой жидкости, затем в качестве вытесняющего агента используют 0,03-0,5%-ный водный раствор эфира целлюлозы и 0,01-0,5%-ный водный раствор поверхностно-активного вещества - ПАВ при их объемном соотношении, увеличивающемся от 1:1 до 1:5, и общем объеме, составляющем 30-50% от количества первоначального содержания нефти в пласте, при давлении закачки указанных водных растворов, превышающем на 10-15% начальное пластовое давление, до восстановления начального пластового давления, после чего циклы закачки воды с минерализацией не более 4 г/л и водных растворов полимеров и ПАВ повторяют.

Изобретение относится к способам и системам обработки скважин. Способ обработки скважины, включающий перемещение растворителя от первого источника жидкости к первому насосу, перемещение смачивающей жидкости от второго источника жидкости ко второму насосу, подачу смачивающей жидкости через смеситель полимера, используя второй насос, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель полимера и объединение в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей нерастворенный полимер, объединение суспензии с растворителем выше по потоку от входа в первый насос и, используя первый насос, подачу суспензии, объединенной с растворителем, в резервуар для геля, растворение полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины.
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с неоднородными по проницаемости пластами.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов. Технический результат - повышение эффективности обработки скважины.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам увеличения нефтеотдачи пластов. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти из пласта за счет снижения капиллярных сил, удерживающих остаточную нефть.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам получения тампонажных составов для гидроизоляции сооружений в породах водорастворимых солей. Технический результат изобретения заключается в получении тампонажного состава, повышающего надежность гидроизоляции подземных сооружений в условиях водорастворимых солей за счет гидроизоляции поверхности сооружения в широком диапазоне регулируемого времени, температуры и степени минерализации воды.

Изобретение относится к способу и к композиции, используемым в операциях цементирования, в том числе к способу цементирования, который может включать обеспечение отверждаемой композиции, содержащей волластонит, пемзу, известь и воду, причем в упомянутой композиции волластонит может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы, а пемза может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненного неоднородного пласта с применением химических реагентов.

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах без водонефтяных зон. В способе разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах, включающем строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин параллельно друг другу, размещение добывающих горизонтальных скважин в нижней части продуктивного пласта, размещение нагнетательных горизонтальных скважин в кровельной части продуктивного пласта между добывающими горизонтальными скважинами в горизонтальной проекции, закачку вытесняющего агента через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, перед строительством скважин выбирают участок залежи, обеспечивающий гидродинамическую связь между близлежащими горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами по всей толщине, при строительстве выбирают расстояние между близлежащими горизонтальными стволами добывающих и нагнетательных скважин прямо пропорционально проницаемости пород участка, при этом в качестве вытесняющего агента выбирают воду с минерализацией не более 4 г/л, которую закачивают в продуктивный пласт с давлением, превышающим начальное пластовое давление не более 7% от начального пластового давления, закачку воды прекращают после снижения приемистости горизонтальных нагнетательных скважин до уровня, при котором объем закачиваемой в пласт слабоминерализованной воды превышает объем отбираемой пластовой жидкости, затем в качестве вытесняющего агента используют 0,03-0,5%-ный водный раствор эфира целлюлозы и 0,01-0,5%-ный водный раствор поверхностно-активного вещества - ПАВ при их объемном соотношении, увеличивающемся от 1:1 до 1:5, и общем объеме, составляющем 30-50% от количества первоначального содержания нефти в пласте, при давлении закачки указанных водных растворов, превышающем на 10-15% начальное пластовое давление, до восстановления начального пластового давления, после чего циклы закачки воды с минерализацией не более 4 г/л и водных растворов полимеров и ПАВ повторяют.

Предлагается композиция и способ для цементирования обсадной трубы в стволе буровой скважины с использованием водной цементирующуей композиции, содержащей (a) воду, (b) цементирующую композицию, включающую: (i) гидравлический цемент, (ii) анионно- и гидрофобно-модифицированный полимер, (iii) диспергирующую добавку и необязательно (iv) одну или более других добавок, обычно добавляемых к водной цементирующей композиции, пригодной для цементирования обсадных труб в стволах буровых скважин, причем анионно- и гидрофобно-модифицированная гидроксиэтилцеллюлоза имеет степень гидрофобного замещения от 0,001 до 0,025, степень анионного замещения от 0,001 до 1, среднемассовую молекулярную массу от 100000 до 4000000 Да и предпочтительно, чтобы диспергирующей добавкой являлся сульфированный полимер, меламинформальдегидный конденсат, нафталинформальдегидный конденсат, разветвленный или неразветвленный поликарбоксилатный полимер.

Изобретение относится к методам возвращения в хозяйственный оборот земель, загрязненных нефтепродуктами. Осуществляют извлечение отработанного бурового шлама экскаватором из земляных амбаров на ровную поверхность и просушивание на солнце.

Изобретение относится к области строительства дорожных оснований и оснований инженерных коммуникаций и может быть использовано для укрепления песчаных грунтов. Органоминеральная добавка для укрепления песчаных грунтов, включающая измельченный сапонит-содержащий материал, выделенный из пульпы хвостохранилища промышленного обогащения руд месторождения алмазов, отличающаяся тем, что она содержит указанный сапонит-содержащий материал, измельченный до размера частиц 307±83 нм, и дополнительно связующее - 5%-ный раствор глиоксаля, при следующем соотношении компонентов, мас.% песчаного грунта: указанный глиоксаль - 0,52; указанный сапонит-содержащий материал 17.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при глушении нефтедобывающих скважин перед проведением капитального ремонта, освоением, перфорацией.

Изобретение относится к способам и системам обработки скважин. Способ обработки скважины, включающий перемещение растворителя от первого источника жидкости к первому насосу, перемещение смачивающей жидкости от второго источника жидкости ко второму насосу, подачу смачивающей жидкости через смеситель полимера, используя второй насос, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель полимера и объединение в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей нерастворенный полимер, объединение суспензии с растворителем выше по потоку от входа в первый насос и, используя первый насос, подачу суспензии, объединенной с растворителем, в резервуар для геля, растворение полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины.

Изобретение относится к цементным композициям и способам снижения захвата воздуха в цементных композициях. Способ снижения захвата воздуха в цементной композиции, включающий: (a) добавление пеногасящей композиции к цементной композиции, где пеногасящая композиция содержит эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера; (b) смешивание пеногасящей композиции и цементной композиции с образованием смеси; и (c) оставление смеси для схватывания с получением твердого цемента; где пеногасящая композиция способствует снижению захвата воздуха в цементной композиции по сравнению с цементной композицией, не содержащей пеногасящую композицию; где эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера представляет собой продукт реакции диэтерификации полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера и органической кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой кислоты, стеариновой кислоты, субериновой кислоты, азелаиновой кислоты, себациновой кислоты, фталевой кислоты, изофталевой кислоты, терефталевой кислоты и их смесей.

Группа изобретений относится к буровой промышленности. Технический результат - увеличение эффективности ингибирования глинистой нестабильности. Композиция бурового раствора на водной основе включает: дисперсионную среду на водной основе; реакционноспособную глину или сланцевый материал; агент ингибирования гидратации сланца, имеющий формулуR представляет собой СН3; R1 представляет собой СН3; R2 представляет собой СН3; R3 представляет собой -СН2СН2ОН; -СН(СН2ОН)2; или -С(СН2ОН)3; и X представляет собой хлорид; где агент ингибирования гидратации сланца присутствует в концентрации, достаточной, чтобы понизить реакционную способность глины или сланца. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 1 табл.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с НПАВ и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - ВОА, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении 0,15-45 гл закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30 от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА и ПАА при следующем содержании компонентов, мас. : щелочь - 0,1-3,0, ВОА - 0,05-0,3, ПАА - 0,05-0,8, вода с минерализацией от 0,15 до 45 гл - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70 от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и ВОА при следующем содержании компонентов, мас. : ПАА - 0,05-0,8, ВОА - 0,05-0,3, вода с минерализацией от 0,15 до 45 гл - остальное, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3сут - 1:1, 250-400 м3сут - :1, а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 гл в объеме 10-20 м3. По другому варианту в указанном способе при значении минерализации 45-300 гл закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30 от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА при их содержании, мас. : щелочь - 0,1-3,0, ВОА - 0,001-0,15, вода с минерализацией 45-300 гл - остальное, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и ВОА при их содержании, мас. : ПАА - 0,05-0,8, ВОА - 0,05-0,3, вода с минерализацией 45-300 гл - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70 от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3сут - 1:, 250-400 м3сут - 1:, а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 гл в объеме 10-20 м3. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта, снижение потери НПАВ и щелочи. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.

Наверх