Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты)

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.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки карбонатных нефтяных пластов.

Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку культуры Bacillus licheniformis и питательной среды, содержащей источник углевода (меласса, солод) и источник азота (нитраты щелочных металлов, аммоний, аммониевые соли и т.д.) с последующей выдержкой (пат. USA №4522261, Е21В 43/22, опубл. 11.06.1985 г.).

Недостатками известного способа являются низкая эффективность нефтеизвлечения, использование в качестве углеводной добавки дефицитной и дорогой мелассы, что приводит к удорожанию технологии.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий активацию пластовой микрофлоры путем циклической закачки в пласт водного раствора питательных веществ с биостимулятором (пат. RU №2049911, МПК Е21В 43/12, опубл. 10.12.1995 г.). В качестве биостимулятора используют дезоксирибонуклеазу. Введение биостимулятора наряду с питательными веществами способствует интенсификации роста и жизнедеятельности пластовой микрофлоры.

Способ позволяет повысить охват пласта воздействием в результате перераспределения потоков за счет селективной закупорки высокопроницаемых зон пласта микробной биомассой и снижения проницаемости призабойной зоны пласта.

Недостатком способа является низкая эффективность способа вследствие того, что селективная закупорка высокопроницаемых пропластков биомассой бактерий носит временный характер (по истечении 2-4 мес. профиль приемистости начинает принимать прежний характер из-за размывания микроорганизмов вглубь пласта).

Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку в призабойную зону нагнетательной скважины углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе питательных веществ с последующей закачкой воды (пат. RU №2120545, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.10.1998, Бюл. №29). В качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют галотолерантные и/или галофильные штаммы микроорганизмов в аэрированном растворе питательных веществ, а для последующей закачки воды используют минерализованную воду с содержанием солей выше 50 г/л, чередуя ее с закачкой пресной воды. Способ также предусматривает, что в призабойную зону нагнетательной скважины вводят отходы крахмалопаточного производства.

Способ позволяет повысить эффективность микробиологического воздействия на пласт в результате кратковременной периодической закачки в пласт пресной воды.

Однако известный способ разработки нефтяного пласта недостаточно эффективен вследствие того, что последующее нагнетание воды приводит лишь к частичному отмыву нефти из поровых каналов. В результате охват пласта воздействием незначителен. Кроме того, закачка аэрированного водного раствора питательных веществ может вызывать кислородную коррозию оборудования скважин и требует использования дорогостоящего оборудования, специальных приспособлений (компрессора высокого давления, аэратора и т.д.). Все это усложняет и удорожает технологию обработки пласта.

Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий активацию пластовой микрофлоры путем закачки пресной воды в призабойную зону нагнетательной скважины (см. Ибатуллин P.P., Ибрагимов Н.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.С. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. - М.: Недра, 2004. С. 220-221).

Недостатком известного способа является то, что при закачке в скважину воды основная часть ее «проскальзывает» к добывающим скважинам через более проницаемые пропластки и не участвует в процессе вытеснения нефти. Использование данного способа незначительно увеличивает охват пласта воздействием и нефтеотдачу.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки карбонатного нефтяного пласта, содержащий сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ), включающий активацию пластовой микрофлоры закачкой в пласт водного раствора питательных веществ (см. Ибатуллин P.P., Ибрагимов Н.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.С. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. - М.: Недра, 2004. С. 215-228). В качестве питательных веществ используют водные растворы минеральных солей азота, фосфора и мелассы.

Недостатками известного способа являются невысокая эффективность нефтеизвлечения в карбонатном нефтяном пласте за счет незначительного охвата пласта воздействием, повышения обводненности добываемой продукции, а также использование дефицитной и дорогостоящей мелассы, что приводит к удорожанию технологии.

Техническими задачами предложения являются увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции за счет увеличения охвата пласта воздействием, а также расширение технологических возможностей способа.

Технические задачи решаются способом разработки карбонатного нефтяного пласта, содержащего СВБ, включающим активацию пластовой микрофлоры путем закачки в пласт через нагнетательную скважину водной суспензии питательных веществ.

По первому варианту новым является то, что предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины, при приемистости нагнетательной скважины от 100 до 150 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 минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 5-15 м3 и останавливают скважину для подавления СВБ, затем производят закачку водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного поверхностно-активного вещества - ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°С, содержащего смесь неионогенного ПАВ и катионного ПАВ с концентрацией 0,01-0,3% или водного раствора щелочного реагента - диаммонийфосфата пищевого или тринатрийфосфата, или гидроксида натрия с концентрацией 0,2-1,5%, затем производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель, крахмал и диаммонийфосфат пищевой, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 10-50 м3, затем останавливают скважину на технологическую выдержку от 3 до 15 сут, причем 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 второму варианту новым является то, что предварительно предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины, 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 минерализацией от 0,15 до 300 г/л 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 поверхностно-активного вещества - ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°С, содержащим смесь неионогенного ПАВ и катионного ПАВ с концентрацией 0,01-0,3% или водным раствором щелочного реагента - диаммонийфосфата пищевого или тринатрийфосфата, или гидроксида натрия с концентрацией 0,1-1,5% и останавливают скважину на технологическую выдержку от одного часа до 24 ч, затем производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель, крахмал и диаммонийфосфат пищевой, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 10-50 м3, затем останавливают скважину на технологическую выдержку от 3 до 15 сут, причем 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

Также новым является то, что в качестве блокирующего состава используют гелеобразующие композиции, или полимердисперсные системы, или дисперсные системы.

Для приготовления водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония или водного раствора нитрита натрия или калия используют:

- нитрат натрия (NaNO3), выпускаемый по ГОСТ 828-77, нитрат калия (KNO3), выпускаемый по ГОСТ 4217-77, нитрат аммония (NH4NO3), выпускаемый по ГОСТ 22867-77;

- нитрит натрия (NaNO2), выпускаемый по ГОСТ 19906-77, нитрит калия (KNO2), выпускаемый по ГОСТ 19790-74.

Для приготовления водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ используют:

- оксиэтилированный алкилфенол, представляющий собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета с температурой застывания в пределах 13-17°С, усредненное число молей окиси этилена, присоединенное к молю алкилфенола составляет 12;

- комплексный ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°С (т.е. ниже 40°С), содержащего водно-спиртовой раствор смеси неионогенного ПАВ - моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и катионных ПАВ - алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, по внешнему виду представляет жидкость от светло-желтого до коричневого цвета.

Для приготовления водного раствора щелочного реагента используют:

- диаммонийфосфат пищевой (ДАФ), выпускаемый по ГОСТ 8515-75;

- тринатрийфосфат (ТНФ), выпускаемый по ГОСТ 201-76;

- гидроксид натрия (ГН) (натр едкий технический), выпускаемый по ГОСТ Р 55064-2012.

Для приготовления водного раствора щелочного реагента используют воду с минерализацией 0,15 г/л.

Для приготовления водной суспензии питательных веществ, содержащей крахмал, сапропель и диаммонийфосфат пищевой, используют:

- водорастворимый крахмал, выпускаемый по ГОСТ 10163-76;

- сапропель, представляющий собой отложения пресноводных водоемов, состоящие из органического вещества и минеральных примесей, формирующиеся в результате биохимических, микробиологических и физико-механических процессов из остатков растительных и животных организмов, населяющих озеро. Сухой сапропель содержит в своем составе не менее 0,7% азота общего, 0,14% фосфора общего, 0,4% калия общего, 13% кальция, 5% железа, 6% серы и 24% органического вещества.

- диаммонийфосфат пищевой (ДАФ), выпускаемый по ГОСТ 8515-75.

Для приготовления водных растворов, водной суспензии и продавления в пласт используют воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л.

В качестве блокирующего состава используют гелеобразующие композиции, или полимердисперсные системы, или дисперсные системы:

- гелеобразующие композиции на основе водорастворимых полимеров и сшивателей;

- полимердисперсные системы на основе водорастворимых полимеров и дисперсных компонентов;

- дисперсные системы представляют водные растворы на основе дисперсных компонентов.

В качестве водорастворимых полимеров используют:

- полиакриламид (ПАА) с молекулярной массой от 5-15 106 Д отечественного или импортного производства;

- эфиры целлюлозы (оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) отечественного или импортного производства, представляющие собой неионногенное производное целлюлозы, по внешнему виду - белый или слегка кремовый сыпучий порошок, не имеющий вкуса и запаха; карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) со степенью полимеризации более 800 отечественного или импортного производства);

- биополимеры отечественного или импортного производства.

В качестве сшивателей используют:

- ацетат хрома, представляющий собой водный раствор ацетата хрома с содержанием основного вещества не менее 45%;

- хромокалиевые квасцы, выпускаемые по ГОСТ 4162-79.

В качестве дисперсных компонентов используют:

- древесную муку (ДМ), выпускаемую по ГОСТ 16361-87;

- доломитовую муку, выпускаемую по ГОСТ 14050-93;

- сапропель;

- глинопорошок (ГП) - бентонитовый глинопорошок, хорошо набухающий в пресной воде.

Для приготовления гелеобразующей композиции, или полимердисперсной системы или дисперсной системы используют воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л.

В карбонатном нефтяном пласте в призабойной зоне скважины содержится сероводород, являющийся результатом деятельности сульфатвосстанавливающих бактерий. Эффективность способа микробиологического воздействия на пласт снижается вследствие того, что СВБ ингибируют деятельность микроорганизмов, а сероводород вызывает коррозию нефтепромыслового оборудования. Поэтому необходимо до осуществления микробиологического процесса провести очистку призабойной зоны скважины от сероводорода и от СВБ. При закачке в пласт 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. % образующийся молекулярный азот нейтрализует сероводород, негативные последствия его воздействия на микрофлору призабойной зоны и оборудование скважины, а также подавляет жизнедеятельность СВБ.

Эффективность предлагаемого способа обусловлена следующим.

По первому варианту. При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выбирают участок нефтяного пласта с нагнетательной скважиной, гидродинамически связанной с добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины, толщину продуктивного пласта, пористость, обводненность добываемой продукции, дебит по нефти. Определяют объемы закачки водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония или водного раствора нитрита натрия или калия, водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ или водного раствора щелочного реагента, водной суспензии питательных веществ:

- объем закачки водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония или водного раствора нитрита натрия или калия определяют расчетным путем с учетом толщины и пористости продуктивного пласта по формуле:

где VЗ - объем закачки, м3;

R - радиус обработки пласта, м;

h - вскрытая толщина продуктивного пласта, м;

m - коэффициент пористости, доли ед.;

- объемы закачки водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ или водного раствора щелочного реагента и водной суспензии питательных веществ определяют в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1).

При приемистости нагнетательной скважины от 100 до 150 м3/сут закачку указанных водных растворов и водной суспензии осуществляют в следующей последовательности.

Закачивают водный раствор нитрата натрия или калия, или аммония с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас. % или водный раствор нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас. %. Объем закачки указанного водного раствора рассчитывают по формуле (1), где радиус обработки пласта составляет не менее 3 м.

Водный раствор нитрата нитрата натрия или калия, или аммония или водный раствор нитрита натрия или калия готовят следующим образом:

- в мерную емкость насосного агрегата объемом 5 м3 вносят расчетное количество нитрата натрия или калия, или аммония с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас. % или нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас. %;

- емкость заполняют водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с кустовой насосной станции (КНС), до объема 5 м3, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя»;

- приготовленный водный раствор нитрата натрия или калия, или аммония или водный раствор нитрита натрия или калия закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

После закачки водный раствор нитрата натрия или калия, или аммония или водный раствор нитрита натрия или калия продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 5-15 м3 и останавливают скважину до трех суток для подавления СВБ.

Затем производят закачку водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ с концентрацией 0,01-0,3% или водного раствора щелочного реагента с концентрацией 0,2-1,5% для улучшения смачиваемости поверхности гидрофобных пород карбонатного пласта. Объем закачки указанного водного раствора выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины.

Водный раствор оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ с указанными концентрациями дозировочным насосом из емкости автоцистерны с ПАВ и закачивают в пласт.

Водный раствор щелочного реагента с необходимой концентрацией готовят в условиях химбазы с использованием воды с минерализацией 0,15 г/л и доставляют на скважину автоцистернами.

Затем производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель с концентрацией от 0,5 до 5,0 мас. %, крахмал с концентрацией от 0,1 до 5,0 мас. % и диаммонийфосфат пищевой с концентрацией от 0,1 до 2,0 мас. %, приготовленной в емкости насосного агрегата или в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой указанных реагентов с указанными концентрациями шнековыми дозаторами или дозировочными насосами, объем закачки указанной водной суспензии выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1).

После закачки указанную водную суспензию продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 10-50 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку от 3 до 15 сут, и пускают скважину в работу.

Проводят геофизические исследования и анализ эксплуатационных параметров нагнетательной и добывающих скважин.

По второму варианту. При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выбирают участок нефтяного пласта с нагнетательной скважиной, гидродинамически связанной с добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины, толщину продуктивного пласта, пористость, обводненность добываемой продукции, дебит по нефти. Определяют объемы закачки водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония ли водного раствора нитрита натрия или калия, блокирующего состава, водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ или водного раствора щелочного реагента, блокирующего состава, водной суспензии питательных веществ:

- объем закачки водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония или водного раствора нитрита натрия или калия определяют расчетным путем с учетом толщины и пористости продуктивного пласта по формуле (1):

где VЗ - объем закачки, м3;

R - радиус обработки пласта, м;

h - вскрытая толщина продуктивного пласта, м;

m - коэффициент пористости, доли ед.;

- объемы закачки блокирующего состава, водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ или водного раствора щелочного реагента и водной суспензии питательных веществ определяют в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 2).

При приемистости нагнетательной скважины от 150 до 400 м3/сут закачку указанных водных растворов, блокирующего состава и водной суспензии осуществляют в следующей последовательности.

Закачивают водный раствор нитрата натрия или калия, или аммония с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас. % или водный раствор нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас. %. Объем закачки указанного водного раствора рассчитывают по формуле (1), где радиус обработки пласта составляет не менее 3 м.

Водный раствор нитрата натрия или калия, или аммония или водный раствор нитрита натрия или калия готовят следующим образом:

- в мерную емкость насосного агрегата объемом 5 м3 вносят расчетное количество нитрата натрия или калия, или аммония с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас. % или нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас. %;

- емкость заполняют водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, до объема 5 м3, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя»;

- приготовленный водный раствор нитрата натрия или калия, или аммония или водный раствор нитрита натрия или калия закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

После закачки водный раствор нитрата натрия или калия, или аммония или водный раствор нитрита натрия или калия продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 5-15 м3 и останавливают скважину до трех суток для подавления СВБ.

Затем производят закачку блокирующего состава:

1. Блокирующий состав с использованием гелеобразующей композиции готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой водорастворимого полимера и сшивателя с указанными концентрациями шнековым дозатором порошкообразного полимера, дозировочным насосом из емкости автоцистерны с сшивателем и закачивают в пласт.

2. Блокирующий состав с использованием полимердисперсной системы готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой водорастворимого полимера и дисперсного компонента шнековыми дозаторами полимера и дисперсного компонента в порошкообразном виде и закачивают в пласт.

3. Блокирующий состав с использованием полимердисперсной системы готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой дисперсного компонента в порошкообразном виде шнековым дозатором и закачивают в пласт.

Объем закачки блокирующего состава выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 2).

Затем продавливают в пласт водным раствором оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ с концентрацией 0,01-0,3% или водным раствором щелочного реагента с концентрацией 0,1-1,5% и останавливают скважину на технологическую выдержку от одного часа до 24 ч. Объем закачки водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ или водного раствора щелочного реагента выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 2).

Водный раствор оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ с указанными концентрациями дозировочным насосом из емкости автоцистерны с ПАВ и закачивают в пласт.

Водный раствор щелочного реагента с необходимой концентрацией готовят в условиях химбазы с использованием воды с минерализацией 0,15 г/л и доставляют на скважину автоцистернами.

Затем производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель с концентрацией от 0,5 до 5,0 мас. %, крахмал с концентрацией от 0,1 до 5,0 мас. % и диаммонийфосфат пищевой с концентрацией от 0,1 до 2,0 мас. %, приготовленной в емкости насосного агрегата или в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой указанных реагентов с указанными концентрациями шнековыми дозаторами или дозировочными насосами, объем закачки указанной водной суспензии выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 2).

После закачки указанную водную суспензию продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 10-50 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку от 3 до 15 сут, и пускают скважину в работу.

В промысловых условиях способ реализуется с применением стандартных установок, предназначенных для приготовления, дозирования и закачки технологических растворов в скважину.

Проводят геофизические исследования и анализ эксплуатационных параметров нагнетательной и добывающих скважин.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1. При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выбирают участок нефтяного пласта с нагнетательной скважиной, гидродинамически связанной с добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины - 100 м3/сут, толщину продуктивного пласта (2,1 м), пористость (0,141 доли ед.) (табл. 3, пример 1), обводненность добываемой продукции, дебит по нефти (табл. 7, пример 1). Определяют объемы закачки водного раствора нитрата калия, водного раствора оксиэтилированного алкилфенола, водной суспензии питательных веществ (табл. 3, пример 1).

Концентрации реагентов, содержащихся в указанных водных растворах, указаны в табл. 5 (пример 1).

Определяют объемы закачки водного раствора нитрата калия, водного раствора оксиэтилированного алкилфенола, водной суспензии питательных веществ.

Объем закачки водного раствора нитрата калия рассчитывают по формуле (1), где радиус обработки пласта принимают равным 4 м.

VЗ=3,14⋅R2⋅h⋅m=3,14⋅42⋅2,1⋅0,141=15 м3.

Водный раствор нитрата калия готовят следующим образом:

- емкость заполняют водой с минерализацией 120 г/л, поступающей по водоводу с КНС, до объема 5 м3, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя»;

- приготовленный водный раствор нитрата калия закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

После закачки водный раствор нитрата калия продавливают в пласт водой с минерализацией 120 г/л в объеме 5 м3 и останавливают скважину до трех суток для подавления СВБ.

Затем производят закачку водного раствора оксиэтилированного алкилфенола с концентрацией 0,1%. Объем закачки указанного водного раствора выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1). При приемистости нагнетательной скважины 100 м3/сут объем закачки водного раствора оксиэтилированного алкилфенола составляет 30 м3.

Водный раствор оксиэтилированного алкилфенола готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией 120 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой оксиэтилированного алкилфенола с концентрацией 0,1% дозировочным насосом из емкости автоцистерны с оксиэтилированным алкилфенолом и закачивают в пласт.

Затем производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель с концентрацией 0,5 мас. %, крахмал с концентрацией 0,1 мас. % и ДАФ с концентрацией 0,1 мас. %, приготовленной в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией 120 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой сапропеля, крахмала и ДАФ с указанными концентрациями шнековыми дозаторами. Объем закачки указанной водной суспензии выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1) и составляет 100 м3.

После закачки указанную водную суспензию продавливают в пласт водой с минерализацией 120 г/л в объеме 10 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку до 10 сут, и пускают скважину в работу.

Проводят геофизические исследования и анализ эксплуатационных параметров нагнетательной и добывающих скважин.

В результате обработки скважины прирост нефти составил 2,6 т/сут, обводненность добываемой продукции снизилась на 3,4%.

Пример 2. При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выбирают участок нефтяного пласта с нагнетательной скважиной, гидродинамически связанной с добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины (300 м3/сут), толщину продуктивного пласта (4,2 м), пористость (0,172 доли ед.) (табл. 4, пример 4), обводненность добываемой продукции, дебит по нефти (табл. 8, пример 4). Определяют объемы закачки водного раствора нитрата калия, блокирующего состава, водного раствора ДАФ, водной суспензии питательных веществ (табл. 4, пример 4).

Концентрации реагентов, содержащихся в указанных водных растворах, указаны в табл. 6 (пример 4).

Определяют объемы закачки водного раствора нитрита натрия, блокирующего состава, водного раствора ДАФ, водной суспензии питательных веществ.

Объем закачки водного раствора нитрита натрия рассчитывают по формуле (1), где радиус обработки пласта принимают равным 4 м.

VЗ=3,14⋅R2⋅h⋅m=3,14⋅32⋅4,2⋅0,172=20 м3.

Водный раствор нитрата калия готовят следующим образом:

- емкость заполняют водой с минерализацией 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, до объема 5 м3, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя»;

- приготовленный водный раствор нитрита натрия закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

После закачки водный раствор нитрита натрия продавливают в пласт водой с минерализацией 300 г/л в объеме 5 м3 и останавливают скважину до трех суток для подавления СВБ.

Затем производят закачку блокирующего состава (дисперсной системы на основе ДМ с концентрацией 1,0 мас. %). Объем закачки указанного блокирующего состава выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 2). При приемистости нагнетательной скважины 300 м3/сут объем закачки блокирующего состава составляет 60 м3.

Дисперсную систему на основе ДМ готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ДМ с концентрацией 1,0 мас. % шнековым дозатором и закачивают в пласт в объеме 60 м3.

Затем продавливают в пласт водным раствором ДАФ.

Объем закачки указанного водного раствора (100 м3) выбирают из табл. 2.

Водный раствор ДАФ готовят в условиях химбазы в емкости путем подачи воды с минерализацией 0,15 г/л с одновременной дозировкой порошкообразного ДАФ с концентрацией 1,0 мас. %, перемешивают в течение 30 мин и доставляют на скважину автоцистернами.

Водный раствор ДАФ с концентрацией 1,0 мас. % дозируют дозировочным насосом из емкости автоцистерны ДАФ и закачивают в пласт.

Останавливают скважину на технологическую выдержку до одного часа.

Затем производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель с концентрацией 2,0 мас. %, крахмал с концентрацией 0,1 мас. % и ДАФ с концентрацией 0,1 мас. %, приготовленной в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой сапропеля, крахмала и ДАФ с указанными концентрациями шнековыми дозаторами. Объем закачки указанной водной суспензии (300 м3) выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 2).

После закачки указанную водную суспензию продавливают в пласт водой с минерализацией 300 г/л в объеме 50 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку до 15 сут, и пускают скважину в работу.

Проводят геофизические исследования и анализ эксплуатационных параметров нагнетательной и добывающих скважин.

В результате анализа эксплуатационных параметров скважины прирост нефти составил 2,8 т/сут, обводненность добываемой продукции снизилась на 3,7%.

Остальные примеры осуществления способа разработки карбонатного нефтяного пласта выполнены аналогично. Их результаты приведены в табл. 3-8. Дополнительная добыча нефти в среднем составила более 1800 т, обводненность добываемой продукции снизилась в среднем на 3,5%.

Полученные результаты показывают, что применение предлагаемого способа приводит к подключению в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, а именно к увеличению охвата пласта воздействием в 1,6-1,8 раза.

Таким образом, предлагаемый способ разработки карбонатного нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеотдачу изменением и выравниванием фильтрационных потоков в трещинно-кавернозных водонасыщенных карбонатных пластах за счет повышения эффективности микробиологического воздействия и увеличения охвата пласта воздействием, снизить обводненность добываемой продукции, а также расширить технологические возможности способа.

1. Способ разработки карбонатного нефтяного пласта, содержащего сульфатвосстанавливающие бактерии - СВБ, включающий активацию пластовой микрофлоры путем закачки в пласт через нагнетательную скважину водной суспензии питательных веществ, отличающийся тем, что предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины, при приемистости нагнетательной скважины от 100 до 150 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 минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 5-15 м3 и останавливают скважину для подавления СВБ, затем производят закачку водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного поверхностно-активного вещества - ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°С, содержащего смесь неионогенного ПАВ и катионного ПАВ, с концентрацией 0,01-0,3% или водного раствора щелочного реагента - диаммонийфосфата пищевого или тринатрийфосфата, или гидроксида натрия с концентрацией 0,2-1,5%, затем производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель, крахмал и диаммонийфосфат пищевой, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 10-50 м3, затем останавливают скважину на технологическую выдержку от 3 до 15 сут, причем 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

2. Способ разработки нефтяного пласта, содержащего СВБ, включающий активацию пластовой микрофлоры путем закачки в пласт через нагнетательную скважину водной суспензии питательных веществ, отличающийся тем, что предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины, 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 минерализацией от 0,15 до 300 г/л 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 поверхностно-активного вещества - ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°С, содержащего смесь неионогенного ПАВ и катионного ПАВ с концентрацией 0,01-0,3% или водным раствором щелочного реагента - диаммонийфосфата пищевого или тринатрийфосфата, или гидроксида натрия с концентрацией 0,1-1,5% и останавливают скважину на технологическую выдержку от одного часа до 24 ч, затем производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель, крахмал и диаммонийфосфат пищевой, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 10-50 м3, затем останавливают скважину на технологическую выдержку от 3 до 15 сут, причем 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

3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что в качестве блокирующего состава используют гелеобразующие композиции, или полимердисперсные системы, или дисперсные системы.



 

Похожие патенты:

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.

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 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 нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке пластов. В способе повышения нефтеотдачи трещиноватых, хорошо проницаемых, среднепроницаемых пористых пластов и пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта, включающем закачку водного раствора, в котором суспендирована смесь модифицированного бентонитового глинопорошка - МБГП с добавкой и содержащего частично гидролизованный полиакриламид - ЧГПАА, в водном растворе суспендирована смесь, содержащая в качестве добавки кварцевый песок в соотношении МБГП к кварцевому песку от 10:1 до 4:1 при количестве 5-10 мас.

Изобретение относится к химии нефти и касается использования неорганических реагентов для нефтедобывающей промышленности, в частности, для кислотной и солевой обработки нефтесодержащего пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи обводненного нефтяного пласта за счет доотмыва остаточной нефти.

Использование: изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - увеличение эффективности и успешности проведения обработки призабойной зоны ОПЗ.

Изобретение относится к операциям обработки скважин с использованием реагентов. Композит для обработки скважин, содержащий реагент для обработки скважин и обожженный пористый оксид металла, где пористость и проницаемость обожженного пористого оксида металла является такой, что реагент для обработки скважин адсорбируется во внутрипоровых пространствах пористого оксида металла, и кроме того: площадь поверхности обожженного пористого оксида металла составляет от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 10 м2/г, диаметр частиц 0,1 3 мм и объем пор указанного оксида металла от 0,01 до 0,10 см3/г.

Группа изобретений относится к тепловым способам извлечения углеводородов из подземных формаций. Технический результат - увеличение добычи продукции при таком же количестве вводимого пара, повышение тепловой эффективности, снижение поверхностного натяжения нефть-вода.

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для увеличения нефтеотдачи пластов, сложенных карбонатными коллекторами гидрофобными или со смешанной смачиваемостью.
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 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 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 м3сут 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 гл - остальное. По другому варианту - при приемистости нагнетательной скважины от 150 до 400 м3сут 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.

Наверх