Состав ионно-модифицированной воды для повышения нефтеотдачи пласта



Состав ионно-модифицированной воды для повышения нефтеотдачи пласта
Состав ионно-модифицированной воды для повышения нефтеотдачи пласта
Состав ионно-модифицированной воды для повышения нефтеотдачи пласта
Состав ионно-модифицированной воды для повышения нефтеотдачи пласта
Состав ионно-модифицированной воды для повышения нефтеотдачи пласта
Состав ионно-модифицированной воды для повышения нефтеотдачи пласта
Состав ионно-модифицированной воды для повышения нефтеотдачи пласта
Состав ионно-модифицированной воды для повышения нефтеотдачи пласта

 


Владельцы патента RU 2609031:

Акционерное общество "Зарубежнефть" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для увеличения нефтеотдачи пластов, сложенных карбонатными коллекторами гидрофобными или со смешанной смачиваемостью. Состав обеспечивает повышение коэффициента нефтеотдачи за счет повышения эффективности вытеснения нефти и увеличения охвата пласта воздействием при заводнении карбонатных залежей с гидрофобной или смешанной смачиваемостью. Сущность изобретения заключается в создании ионно-модифицированной воды с конкретным детальным ионным составом, который обеспечивает максимальное изменение смачиваемости породы в сторону гидрофилизации, что в итоге приводит к извлечению дополнительной нефти за счет прироста коэффициентов вытеснения и охвата. Состав ионно-модифицированной воды для повышения нефтеотдачи пласта согласно изобретению включает ионы гидрокарбоната, сульфата, хлора, кальция, магния, натрия, калия. Предлагаемый состав ионно-модицированной воды обладает следующими преимуществами: прост и технологичен в изготовлении (незначительно отличается от ППД водой произвольного состава), существенно дешевле ПАВ, позволяет получить значительное увеличение Квыт и изменение смачиваемости. Таким образом, применение данного состава позволяет мобилизовать и вытеснить дополнительный объем нефти и увеличить КИН. 4 табл., 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для увеличения нефтеотдачи пластов, сложенных карбонатными коллекторами гидрофобными или со смешанной смачиваемостью.

Известно использование слабоминерализованной воды в карбонатных коллекторах. Модификация химического состава закачиваемой воды обеспечивала улучшение смачиваемости поверхности карбонатных пород. Представлены результаты экспериментов по самопроизвольной пропитке на образцах, отобранных из нефтеносных зон и обнажений различных карбонатных формаций. В экспериментах по самопроизвольному впитыванию повышение нефтеотдачи составляло от 4 до 20% от начальных запасов, что свидетельствует о многообразии реакций и сложности механизмов воздействия. Согласно проведенным исследованиям закачка слабоминерализованной воды в карбонатные пласты представляется перспективной для увеличения нефтеотдачи. [Low Salinity EOR in Carbonates / J. Romanuka [et al.] // 18 SPE IOR Symp. (14-18 Apr. 2012; Tulsa, Oklahoma). - 2012. - SPE 153869.]

Недостатком данной работы является отсутствие фундаментального физического или химического описания процессов и детального состава и свойств используемой воды и, как следствие, необходимость в дополнительных исследованиях для лучшего понимания механизмов.

Известны также составы с регулируемым солевым составом, применяемые при заводнении для увеличения нефтеотдачи из терригенных и карбонатных пластов, механизмы реакций в которых не одинаковы из-за различия в минеральном составе пород и характеристик пласта. Предполагается, что ионы в измененной воде изменяют поверхностный электрический потенциал карбонатов, делая его отрицательным, и таким образом усиливают отталкивание нефти (заряженной отрицательно). В результате изменяется смачиваемость породы, которая становится более гидрофильной. Авторы статьи провели исследование поверхностного потенциала нефти и частиц известняка при температуре 50°C. Изменение ионной силы возможно путем применения пластовой воды (содержание солей 230000 ppm), морской воды (54000 ppm), воды из неглубоких водоносных горизонтов (5000 ppm) и пресной воды. При рН 8 исследованы двухфазные (нефть в воде, частицы известняка в воде) и трехфазные (нефть и частицы известняка в воде) системы. Установлено, что наибольшее изменение поверхностного потенциала капелек нефти наблюдалось при воздействии 10%-ной разбавленной морской воды, морской воды, не содержащей двухзарядных ионов (Са2+ и Mg2+), и деионизированной воды в результате адсорбции ионов ОН-1 на границе раздела нефть-вода. Растворы сульфата натрия (7120 ppm) также увеличивали абсолютное значение потенциала капелек нефти. Влияние ионной силы на потенциал более значительно для гидрофобных частиц известняка, чем для образцов с промежуточной смачиваемостью. [Alotaibi, М.В. Electrokinetics of Limestone Particles and Crude-Oil Droplets in Saline Solutions / M.B. Alotaibi, H.A. Nasr-El-Din // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - 2011, Oct. - Vol. 14, N5. - P. 604-611.]

Недостатком данной работы является применение только морской воды или ее модификаций и неполная изученность взаимодействия между закачиваемой водой, пластовой нефтью и частицами известняка, а также отсутствие точного ионного состава низкоминерализованной воды.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является состав для увеличения добычи нефти и конечной нефтеотдачи из карбонатных пластов с регулируемыми минерализацией закачиваемой воды и содержанием в ней ионов. Анализируя результаты исследований, авторы отмечают возможность значительного увеличения добычи нефти из карбонатов при закачке солевого раствора с оптимизированным ионным составом. Установлено также, что основным механизмом увеличения нефтеотдачи является изменение смачиваемости. В статье представлены результаты новых лабораторных исследований на кернах, отобранных из разных карбонатных пластов для изучения влияния ионного состава на нефтеотдачу в процессе закачки модифицированной воды. Приведены результаты первого промыслового эксперимента в карбонатном пласте, показавшего потенциальную возможность закачки «умной воды». Готовят «умную воду» (Smart Water) путем разбавления морской воды пресной водой, пропорционально меняя ее ионный состав. Существенное увеличение нефтеотдачи наблюдалось при разбавлении морской воды в 2 раза и в 10 раз. [Improved/Enhanced Oil Recovery from Carbonate Reservoirs by Tuning Injection Water Salinity and Ionic Content/ A.. Yousef, S. Al-Saleh, M. Al-Jawfi // 18 SPE IOR Symp. (14-18 Apr. 2012; Tulsa, Oklahoma). - 2012. - SPE 154076. - 18 p.]

Недостатком данной работы является применение исключительно морской воды и ее модификаций, пропорциональное изменение ионного состава (а не индивидуальное по каждому компоненту), а также отсутствие указания точного ионного состава нагнетаемого раствора.

Задача изобретения - повышение коэффициента нефтеотдачи за счет повышения эффективности вытеснения нефти и увеличения охвата пласта воздействием при заводнении карбонатных залежей с гидрофобной или смешанной смачиваемостью. Также в изобретении решается задача создания ионно-модифицированной воды с конкретным детальным ионным составом, который обеспечивает максимальное изменение смачиваемости породы в сторону гидрофилизации, что в итоге приводит к извлечению дополнительной нефти за счет прироста коэффициентов вытеснения и охвата.

Поставленные задачи решаются за счет того, что состав ионно-модифицированной воды для повышения нефтеотдачи пласта согласно изобретению включает ионы гидрокарбоната, сульфата, хлора, кальция, магния, натрия, калия при следующем соотношении компонентов:

Существенными признаками предлагаемого состава являются:

1. Ионная модификация состава.

2. Перечень компонентов.

3. Количественное соотношение компонентов.

Признак 1 является общим с прототипом, признаки 2-3 являются существенными отличительными признаками.

Сущность изобретения.

Заданный ионный компонентный состав получают путем растворения в пресной воде заданного количества следующих солей:

Воду предварительно очищают от механических примесей, биологически активных объектов, химически активных веществ. Соли предварительно измельчают специальной дробилкой до размера основной фазы не более 1 мм. После этого с помощью дозирующего устройства расчетное количество солей растворяют в воде путем перемешивания механической мешалкой. В таблице 1 приведены примеры предлагаемой ионно-модифицированной воды в заявленных интервалах компонентного состава.

Сущность изобретения поясняется также следующими фигурами и таблицей:

Таблица 2 - Результаты циклической фильтрации пластовых и ионно-модифицированных вод;

Фиг. 1 - Коэффициенты вытеснения нефти различными агентами (пластовая вода, ионно-модифицированная вода, ПАВ) при самопроизвольной капиллярной пропитке;

Фиг. 2 - Фазовые проницаемости при принудительном вытеснении пластовой водой и ионно-модифицированной водой (циклически);

Фиг. 3 - Изменение перепада давления для различных типов вод и их смесей (определение совместимости).

Осуществление изобретения.

Подбор состава под условия конкретного месторождения осуществляют путем проведения серии лабораторных исследований, осуществляемых в определенном порядке:

- На первом этапе определяют минералогический и элементный состав породы, компонентный ионный состав пластовой воды, компонентный состав нефти и содержание в ней активных веществ (кислот).

- Определяют смачиваемость породы, ее тип и источник (в случае гидрофобности).

- Определяют реакционную активность поверхности породы при закачке воды различного ионного состава с проведением контрольного определения с использованием дистиллированной воды.

- После этого определяют начальные капиллярные силы (до воздействия).

- Подбирают состав ионно-модифицированной воды, обеспечивающий максимальную реакционную способность с поверхностью породы.

- Определяют изменение капиллярных сил (после воздействия) и смачиваемости.

- Для проведения исследований используют керновый материал, нефть и пластовую воду конкретного месторождения. Керн подвергают экстракции агентами, не меняющими его смачиваемость с целью сохранения начального состояния. Затем образцы керна насыщают нефтью и выдерживают в нефти с целью гарантированного восстановления пластовых свойств в части смачиваемости.

- После этого определяют совместимость ионно-модифицированной и пластовой вод.

Оптимальный состав ионно-модифицированной воды проверяют в эксперименте по самопроизвольной капиллярной пропитке и в эксперименте по принудительному вытеснению нефти пластовой и ионно-модифицированной водой.

Определяют коэффициенты довытеснения нефти ионно-модифицированной водой при пропитке и вытеснении, время реакции, фазовые проницаемости при вытеснении, изменение проницаемости для различных вод (пластовой и ионно-модифицированной) и их смесей.

При этом образцы керна берут из различных частей залежи, чтобы оценить эффект для пород с различной смачиваемостью.

Пример

Берут 2 образца керна: преимущественно гидрофобный и со смешанной смачиваемостью. Образцы помещают на капиллярную пропитку в пластовую воду. Определяют для пластовой воды предельные коэффициенты вытеснения нефти (Квыт) после стабилизации значения Квыт. Затем пропитывающую образцы воду заменяют на ионно-модифицированную. После определенного времени выдержки, необходимого на протекание реакции, происходит вытеснение дополнительного объема нефти. Определяют предельные для ионно-модифицированной воды Квыт (после стабилизации значения), которые составляют 0,305 и 0,505 соответственно (прирост Квыт относительно пластовой воды 0,19 и 0,215 соответственно).

Для контроля полученных значений и определения максимального потенциала изменения смачиваемости образцы промывают ПАВом, в результате определяют предельный Квыт. Пример изображен на Фиг. 1. Согласно данному примеру максимально достижимые Квыт составляют 0,65 и 0,83 соответственно. Таким образом применение ионно-модифицированной воды позволяет достигнуть Квыт 0,305 из потенциально возможных 0,65 (~47% потенциала) для гидрофобного коллектора и Квыт 0,505 из потенциально возможных 0,83 (~61% потенциала) для коллектора со смешанной смачиваемостью.

Затем на образцах определяют фазовые проницаемости при циклической смене агента воздействия (пластовая вода/ионно-модифицированная вода). Пример приведен на Фиг. 2. Пример использованных в рамках эксперимента циклов приведен в Таблице 2. Из Фиг. 2 и Таблицы 2 видно, что фазовая проницаемость для ионно-модифицированной воды (точки 4 и 6) существенно меньше, чем для пластовой воды (точки 3, 5 и 7). Это означает, что ионно-модифицированная вода вступает в реакцию с породой (и пленкой нефти) и при ее движении вдоль поверхности возникает дополнительное сопротивление (за счет электрохимического взаимодействия), а также мобилизует ранее неподвижную нефть (за счет изменения смачиваемости и «отлипания» нефти от поверхности породы). Пластовая вода в реакцию не вступает, поэтому по ней фазовая проницаемость выше, чем по ионно-модифицированной воде. Появление дополнительного объема подвижной нефти при воздействии ионно-модифицированной водой приводит к падению фазовой проницаемости по воде и, соответственно, росту фазовой проницаемости по нефти. При этом значение фазовой проницаемости для первого цикла закачки ионно-модифицированной воды (точка 4) меньше, чем для второго цикла. Это связано с тем, что эффект на первом цикле больше (оказано воздействие на большую площадь поверхности и мобилизован больший объем нефти), чем на втором и последующих (предельно весь эффект может быть получен уже на первом цикле). Соответственно, чем больше разница между объемами мобилизированной нефти на разных этапах, тем больше разница между фазовыми проницаемостями по воде. Схожая ситуация наблюдается и для фазовых проницаемостей для пластовой воды (точки 3, 5 и 7). В общем случае фазовая проницаемость по воде будет увеличиваться с каждой последующей обработкой за счет того, что объем извлеченной в результате обработки нефти будет замещен водой (нефтенасыщенность уменьшается, водонасыщенность растет). Таким образом, увеличение фазовой проницаемости по пластовой воде при последовательных обработках означает извлечение дополнительного объема нефти.

В данном примере видно, что:

- ионно-модифицированная вода вступает в реакцию на обоих циклах обработки (точки 4 и 6),

- эффект от первой обработки ионно-модифицированной водой выше, чем от второй, что видно как по разнице фазовой проницаемости между точками 4 и 6, так и по тому, что фазовая проницаемость по пластовой воде до и после (точки 5 и 7) второго цикла обработки ионно-модифицированной водой (точка 6) различаются незначительно (в пределах погрешности), а значит, водонасыщенность (нефтенасыщенность) изменились незначительно. Это в свою очередь означает, что не был мобилизован значительный объем ранее неподвижной нефти, а значит, почти весь эффект с точки зрения увеличения Квыт был получен на первом цикле обработки.

Затем на составном образце керна определяют перепад давления (гидравлические сопротивления) при закачке различных вод и их смешивании. В случае существенной несовместимости пластовой и ионно-модифицированной вод (выпадение солей в твердый осадок) происходит существенное падение проницаемости и рост перепада давления.

При незначительных или кратковременных значительных изменениях воды можно считать принципиально совместимыми. Пример такого определения представлен на Фиг. 3. Составной экстрагированный образец керна (включающий все типы пустотного пространства - поровый, трещинный, каверновый, смешанный, встречаемые в коллекторе во всем диапазоне проницаемостей для максимальной представительности) насыщается пластовой водой. В образец (100% водонасыщенный, без нефти) начинают закачивать ионно-модифицированную воду. При этом замеряют перепад давления (величина, обратная проницаемости). Как видно из Фиг. 3. возникали кратковременные росты перепада давления (при закачке 0.1, 0.23, 0.7 порового объема) в связи с выпадением осадка. Однако этот осадок в дальнейшем растворялся и оказывал незначительное кратковременное влияние. Таким образом, делают вывод о принципиальной совместимости вод.

Таким образом, предлагаемый состав ионно-модифицированной воды может эффективно применяться для вытеснения нефти при заводнении карбонатных залежей с гидрофобной или смешанной смачиваемостью и обладает следующими преимуществами: прост и технологичен в изготовлении (незначительно отличается от ППД водой произвольного состава), существенно дешевле ПАВ, позволяет получить значительное увеличение Квыт и изменение смачиваемости. Таким образом, применение данного состава позволяет мобилизовать и вытеснить дополнительный объем нефти и увеличить КИН.

Состав ионно-модифицированной воды для повышения нефтеотдачи пласта, отличающийся тем, что он включает ионы гидрокарбоната, сульфата, хлора, кальция, магния, натрия, калия при следующем соотношении компонентов, мг/л:

Гидрокарбонаты (HCO3-) 110-130
Сульфаты (SO42-) 9100-9300
Хлор (Cl-) 4300-4500
Кальций (Ca2+) 450-550
Магний (Mg2+) 1050-1100
Натрий (Na+) 4500-5000
Калий (K+) 350-420



 

Похожие патенты:
Предлагаемое изобретение относится к области технологических процессов и может быть использовано в горном деле для интенсификации добычи тяжелых высоковязких нефтей, а также в химической, лакокрасочной, текстильной промышленности.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции газа, поступающего из газовой шапки в нефтяную часть нефтегазовой залежи, в частности в интервал перфорации нефтяной добывающей скважины.

Изобретение относится к производству проппантов - расклинивающих гранул, применяемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. Технический результат - уменьшение плотности проппанта и использование техногенных отходов при производстве проппантов.

Изобретение относится к усовершенствованным композициям поверхностно-активных веществ. Описана композиция поверхностно-активного вещества, содержащая молекулы алкиларилсульфоната, причем более 30 масс.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам разработки запасов газа из залежей природных гидратов. Технический результат - увеличение скорости выделения метана из гидратов и степени конверсии гидратного метана в свободный газ.
Изобретение относится к области интенсификации добычи сланцевого газа и сланцевой нефти методом гидроразрыва пласта - ГРП, в частности к способам получения расклинивающих агентов, используемых в составе рабочей жидкости ГРП.

Группа изобретений относится к установке для обезвреживания высокоминерализованных отходов бурения, содержащих нефтепродукты, тяжелые металлы, синтетические поверхностно-активные вещества и другие загрязнители, основанной на введении отверждающего состава, и способу, осуществляемому с ее использованием.

Группа изобретений относится к добыче нефти и газа. Технический результат - высокая способность к гидролизу при низкой температуре реагента жидкости, применяемой при бурении и обработке пласта.

Изобретение относится к композиции водного понизителя температуры застывания в виде дисперсии для улучшения текучести сырой нефти при низких температурах. Композиция содержит сополимер этилена-винилацетата, диспергатор, воду и необязательно водный понизитель температуры застывания.

Изобретение относится к жидкостям для бурения и обслуживания скважин. Способ обработки зоны подземного пласта, вскрытого с помощью буровой скважины, включает использование маслянистой сшивающей жидкой композиции, содержащей маслянистую жидкость, суспендирующий агент, представляющий собой глину или филлосиликатный материал, поверхностно-активное вещество и борсодержащий сшивающий агент, где маслянистая жидкость представляет собой углеводородное масло с температурой вспышки 70°C - 300°C и содержит 0,1% от максимальной массы ароматических углеводородов, выбранных из бензола, толуола, этилбензола и м-, о- и п-ксилолов (ВТЕХ) и алкилзамещенных бензольных компонентов, получение жидкости для обработки пласта, состоящей из воды, гелеобразующего агента и маслянистой сшивающей жидкой композиции, и введение указанной жидкости для обработки пласта в зону внутри буровой скважины, вскрывающей подземный пласт, маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 до менее 5 ppb бензола, от 0 до менее 1000 ppb толуола, от 0 до менее 700 ppb этилбензола, и от 0 до менее 10000 ppb ксилола, и от 0 до менее 1000 ppb алкилзамещенных бензольных компонентов, включая С2- и С3-бензолы, определенных с применением метода испытаний ЕРА SW 8260. Маслянистая сшивающая жидкая композиция для подземного обслуживания скважин, содержащая: маслянистую жидкость, представляющую собой гидроочищенный углеводород, борсодержащий сшивающий агент с диапазоном растворимости в воде от 0,1 кг/м3 до 10 кг/м3 при 22°C и суспендирующий агент, представляющий собой глину или филлосиликатный материал, где маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 до менее 5 ppb бензола, от 0 до менее 1000 ppb толуола, от 0 до менее 700 ppb этилбензола и от 0 до менее 10000 ppb ксилола, определенных с применением метода испытаний ЕРА SW 8260. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение безопасности при сохранении полезности используемых углеводородных композиций при эксплуатации месторождений. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к частицам расклинивающего наполнителя для гидравлического разрыва подземного пласта. Способ изготовления частиц расклинивающего наполнителя включает изготовление суспензии керамического сырьевого материала, включающей реагент, содержащий полисахарид, характеризующейся содержанием твердой фазы приблизительно от 25 до 75 вес.%, формирование капель суспензии пропусканием суспензии через сопло при подвергании ее вибрации, при скорости пропускания приблизительно от 0,2 до 3 кг/ч, приведение капель суспензии в контакт с поверхностью жидкости, содержащей коагулянт, извлечение капель из жидкости, высушивание капель с образованием отформованных гранул и спекание гранул в температурном интервале с формированием частиц расклинивающего наполнителя. По другому варианту в способе изготовления частиц расклинивающего наполнителя осуществляют указанное выше изготовление суспензии глинозема. По третьему варианту в указанном способе осуществляют указанное выше изготовление суспензии каолина, при этом частицы расклинивающего наполнителя характеризуются долгосрочной проницаемостью, большей чем 85 Д, при напряжении 10000 psi и температуре 250ºF, измеренной в соответствии с ISO 13503-5. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение прочности. 3 н. и 34 з.п. ф-лы, 12 ил., 4 табл.

Группа изобретений относится к области техники, связанной с использованием раствора(ов) на основе полимеров в подземных пластах месторождений, в частности в методах повышения нефтеотдачи пласта. Отбирают пробу водного раствора водорастворимого полимера, протекающего в основном контуре циркуляции, обеспечивая возможность проведения в условиях воздуха окружающей среды, по меньшей мере, одного анализа взятой пробы. Анализ позволяет определить, по меньшей мере, одно свойство водорастворимого полимера. В водный раствор водорастворимого полимера периодически добавляют стабилизирующий раствор до или после отбора пробы из основного контура циркуляции так, чтобы получить пробу, содержащую смесь водного раствора водорастворимого полимера и стабилизирующего раствора, в которой водорастворимый полимер защищен от разрушающих воздействий, которым он может быть подвержен, в отсутствии стабилизирующего раствора, в атмосфере, содержащей, по меньшей мере, 10 об.% кислорода. Второй способ включает стадию отбора пробы из объема водного раствора водорастворимого полимера в емкость для проб с помощью трубопровода для отбора проб, снабженного запорным элементом, не создающим сдвиговых напряжений, и стадию добавления в емкость для проб стабилизирующего раствора. Причем указанные стадии отбора пробы и добавления осуществляют в герметичных условиях. Устройство (1) для отбора проб (100) из водного раствора полимера, предназначенное для соединения с основным контуром (II), в котором циркулирует водный раствор (200) полимера, содержит первую емкость (1) и вторую емкость (2). Первая емкость (1) для проб предназначена для хранения пробы (100), из которой отбирают пробы, и содержит вход (5) для водного раствора полимера, из которого отбирают пробы, и трубопровод (3) для отбора проб, соединенный с этим входом (5), выход (8) и выходной трубопровод (7), снабженный выходным запорным элементом (9) и соединенный с выходом (8). При этом трубопровод (3) снабжен запорным элементом (6), не создающим сдвиговых напряжений и предназначенным для соединения с основным контуром. Вторая емкость (2) - питающая - предназначена для хранения стабилизирующего раствора (300) и содержит выход (10) для стабилизирующего раствора (300) и соединительный трубопровод (4), соединенный с выходом (10), снабженный питающим запорным элементом (11) и обеспечивающий, по меньшей мере, частично соединение между питающей емкостью (2) и емкостью (1) для проб. При этом емкость (1) для проб герметично изолирована при закрытии запорного элемента (6) для отбора проб, выходного запорного элемента (9) и питающего запорного элемента (11). 3 н. и 39 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке карбонатных нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции. В способе разработки карбонатного нефтяного пласта, содержащего сульфатвосстанавливающие бактерии - СВБ, включающем активацию пластовой микрофлоры закачкой в пласт через нагнетательную скважину водной суспензии питательных веществ, предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины, при приемистости нагнетательной скважины от 100 до 150 м3/сут осуществляют закачку водного раствора указанных солей с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас.% или водного раствора нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас.%, продавливают в пласт водой с указанной минерализацией в объеме 5-15 м3 и останавливают скважину для подавления СВБ, производят закачку водного раствора указанного ПАВ или комплексного ПАВ с указанной температурой застывания, содержащего смесь НПАВ и КПАВ, с концентрацией 0,01-0,3% или водного раствора диаммонийфосфата пищевого или тринатрийфосфата, или гидроксида натрия с концентрацией 0,2-1,5%, производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель, крахмал и диаммонийфосфат пищевой, продавливают в пласт водой с указанной минерализацией в объеме 10-50 м3, останавливают скважину на технологическую выдержку от 3 до 15 сут, концентрация реагентов водной суспензии составляет в мас.%: крахмал 0,1-5,0, сапропель 0,5-5,0, диаммонийфосфат пищевой 0,1-2,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное. По другому варианту - при приемистости нагнетательной скважины от 150 до 400 м3/сут осуществляют закачку водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас.% или водного раствора нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас.%, продавливают в пласт водой с указанной минерализацией в объеме 5-15 м3 и останавливают скважину для подавления СВБ, дополнительно производят закачку блокирующего состава, продавливают в пласт водным раствором оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ с указанной температурой застывания, содержащего смесь НПАВ и КПАВ с концентрацией 0,01-0,3% или водным раствором диаммонийфосфата пищевого или тринатрийфосфата, или гидроксида натрия с концентрацией 0,1-1,5% и останавливают скважину на технологическую выдержку, производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель, крахмал и диаммонийфосфат пищевой, продавливают в пласт водой с указанной минерализацией в объеме 10-50 м3, останавливают скважину на технологическую выдержку при указанном выше составе водной суспензии. Изобретение развито в зависимом пункте. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 пр., 8 табл.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к мицеллярным растворам для извлечения нефти из пластов. Технический результат - повышение интенсификации добычи нефти повышенной и высокой вязкости из нефтенасыщенной части продуктивного пласта и ограничение водопритока из водонасыщенной части этого же пласта. Мицеллярный раствор для извлечения нефти, содержащий смесь цвиттер-ионного и анионного поверхностно-активных веществ – ПАВ и пресную воду, содержит в качестве анионного ПАВ лаурилсульфат натрия, в качестве цвиттер-ионного ПАВ – кокамидопропилбетаин и дополнительно неионогенное ПАВ Неонол АФ9-10 при следующем соотношении компонентов, мас.%: лаурилсульфат натрия - 1,71, кокамидопропилбетаин - 5,61, Неонол АФ9-10 - 8,86, пресная вода - остальное. 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений и добыче нефти, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов. Технический результат - повышение эффективности извлечения нефти из пласта с низкой пластовой температурой путем повышения коэффициента нефтеотдачи. В способе разработки нефтяного месторождения, включающем вытеснение нефти из пласта последовательными оторочками вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью и воды, для месторождений с низкой пластовой температурой в качестве вытесняющего флюида используют состав при следующем соотношении компонентов, % масс.: комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ - неонола АФ 9-12, или NP-40, или NP-50, и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола - в соотношении 2:1, 1,0-2,0, аммиачная селитра 10,0-15,0, карбамид 20,0-30,0, хлористый или азотнокислый алюминий безводный или гидратированный или их частично гидролизованные формы 1,0-3,0, карбонат натрия, или карбонат калия, или карбонат аммония, или гексаметилентетрамин (гексамин), или нитрит натрия 0,5-6,0, вода остальное. 3 ил., 1 табл, 7 пр.

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки нефтяных пластов. Технический результат заявленного изобретения заключается в повышении эффективности микробиологического воздействия на пласт и увеличения охвата пласта, снижении обводненности. Способ включает четыре варианта разработки нефтяного пласта, где по каждому варианту предварительно уточняют приемистость нагнетательной скважины и минерализацию воды. Первый и второй способ включает в зависимости от приемистости скважины от 100 до 300 м3/сут и минерализации воды от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л, производится предварительная закачка смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м3 или 10-15 м3, затем производят циклично закачку чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли и продавливание в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л в объеме 10-15 м3 и остановку скважины на технологическую выдержку в течение 10-12 суток. По третьему и четвертому варианту, в зависимости от приемистости скважины от 300 до 500 м3/сут и минерализации воды от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л, предварительно закачивают в пласт водную дисперсию древесной муки с концентрацией от 0,005 до 1,0 мас.%, затем производится закачка смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м3 или 10-15 м3, затем производят циклично закачку чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли и продавливание в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л в объеме 10-15 м3 и остановка скважины на технологическую выдержку в течение 10-12 суток. 4 н. и 8 з.п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет снижения индукционного периода гелеобразования, улучшения прочностных свойств получаемых составов, приводящее к увеличению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов, а также расширению технологических возможностей способа. Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательной скважине включает закачку в пласт состава, содержащего водную дисперсию полиакриламида - ПАА, эфира целлюлозы, ацетата хрома и наполнителя. В качестве эфира целлюлозы используют полианионную целлюлозу - ПАЦ или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, массовое соотношение ПАА и ПАЦ или КМЦ составляет (1-4):1, в качестве наполнителя используют твердые микрочастицы доломитовой или древесной муки или цеолитсодержащей породы с концентрацией 0,001-0,45 мас. %, после закачки в пласт состава дополнительно закачивают оторочку смеси водного раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ и щелочного реагента при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАВ - 0,01-0,2, щелочной реагент - 0,1-2,5, вода - остальное, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол или комплексный ПАВ, в качестве щелочного реагента - гидроксид натрия или соль щелочного металла, при этом указанные состав и оторочку закачивают в объемном соотношении (2-5):1, продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 10-20 м и оставляют скважину на технологическую выдержку до 4 сут. 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ. Может быть использовано для ликвидации заколонных перетоков в скважине, отключения пластов и герметизации эксплуатационных колонн. Технический результат изобретения заключается в повышении безопасности и эффективности РИР в скважине за счет увеличения тампонирующей способности тампонажного раствора, используемого в способе. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает закачивание через насосно-компрессорные трубы - НКТ и продавку товарной нефтью в изолируемый интервал тампонажного раствора на основе микроцемента в дизельном топливе. В скважину спускают разбуриваемый пакер на колонне НКТ, осуществляют посадку пакера, предварительно в пространство между НКТ и стенками скважины закачивают высоковязкую гидрофобную эмульсию - ВГЭ с плотностью, большей, чем плотность жидкости в скважине. Тампонажный раствор дополнительно содержит поверхностно-активное вещество - ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот и ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов, в качестве микроцемента используют тампонажный портландцемент, содержащий 95% частиц размером менее 15 мкм, при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: микроцемент 100, дизельное топливо 60-85, ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот 0,13-0,36, ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов 0,42-0,88. 1 табл.

Группа изобретений относится к способу прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов, фонтанирования из буровой скважины для добычи углеводородов. Способ включает введение высокоплотных твердых элементов засыпки у забоя скважины, через подходящий трубопровод, имеющих многогранную или шаровидную, эллиптическую или параболическую форму, правильную или неправильную, таким образом, чтобы указанные твердые элементы засыпки при введении накапливались с образованием беспорядочной набивки у забоя буровой скважины, формируя столб. Причем наименьший размер составляет более 1 мм и наибольший размер составляет менее 100 мм. При этом столб полностью или по меньшей мере частично блокирует неконтролируемое выделение указанных углеводородов. Введение упомянутых твердых элементов засыпки у забоя скважины производят в последовательности по меньшей мере следующих этапов: осуществляют введение высокоплотных твердых элементов засыпки, как не покрытых набухающим материалом, так и не содержащих его, имеющих диаметр менее 5 мм. Далее осуществляют введение высокоплотных твердых элементов засыпки, покрытых набухающим материалом, имеющих в 5-15 раз большие размеры, чем высокоплотные твердые элементы засыпки, как не покрытые набухающим материалом, так и не содержащие его, введенные на предшествующем этапе, чтобы сформировать второй столб, состоящий из слоя указанных твердых элементов засыпки. Осуществляют ведение высокоплотных твердых элементов засыпки, как не покрытых набухающим материалом, так и не содержащих его, имеющих в 5-15 раз большие размеры, чем введенные ранее высокоплотные твердые элементы засыпки, как не покрытые набухающим материалом, так и не содержащие его. Техническим результатом является повышение эффективности сокращения неконтролируемого выделения углеводородов и фонтанирования. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх