Мицеллярный раствор для извлечения нефти



Мицеллярный раствор для извлечения нефти
Мицеллярный раствор для извлечения нефти
Мицеллярный раствор для извлечения нефти

Владельцы патента RU 2610952:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Самарский государственный технический университет" (RU)

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 области нефтедобывающей промышленности, в частности к мицеллярным растворам для извлечения нефти из пластов.

Одним из наиболее эффективных методов, позволяющих вовлечь в активную разработку остаточные запасы нефти, является метод заводнения с созданием оторочек мицеллярных растворов, предложенный в начале 60-х годов. Мицеллярные растворы - это вещества с очень низкими значениями поверхностного натяжения на границе с нефтью и водой, благодаря чему при закачке их в продуктивном пласте можно достичь полного вытеснения насыщающих жидкостей (УДК 622.276.6 А.Т. Горбунов, А.В. Старковский (ВНИИнефть), В.П. Щипанов (Тюменский индустриальный ин-т) «Применение оторочек мицеллярных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов» (сайт https://refdb.ru/look/2950331.html)).

Известен способ вытеснения нефти из пласта путем последовательной закачки в него оторочки из минерализованной воды и мицеллярного раствора с внешней водной фазой, оторочку из минерализованной воды закачивают с концентрацией солей, превышающей концентрацию солей водной фазы мицеллярного раствора. Оторочку минерализованной воды закачивают с концентрацией солей, в 4,6-51 раз превышающей концентрацию водной фазы мицеллярного раствора (Ав. св. №747191, МПК Е21В 43/22, от 01.03.1978).

Известен состав для интенсификации добычи нефти, который решает две задачи: растворение асфальтосмолистых отложений, что приводит к увеличению притока нефти к скважине и закупориванию водных каналов в пласте образующейся в пласте водоуглеводородной эмульсией. Это уменьшает водоприток к скважине и, следовательно, увеличивает приток нефти (Ав. св. 1558087, МПК Е21В 43/22, от 10.05.88). Недостатком перечисленных выше технических решений является то, что в них не решается задача создания мицеллярного раствора, позволяющего одновременно интенсифицировать добычу нефти повышенной и высокой вязкости из нефтенасыщенной части продуктивного пласта и здесь же ограничить водоприток собственной пластовой воды и выровнить профиль притока.

Наиболее близкими к предлагаемому техническому решению являются рассмотренные в Диссертации на соискание ученой степени кандидата химических наук Куряшова Д.А. «Структура и вязкоупругие свойства смешанных мицеллярных растворов олеиламидопропилбетаина и анионного ПАВ» смеси поверхностно-активных веществ (ПАВ), в которых при смешении наблюдаются синергические эффекты с образованием длинных цилиндрических смешанных мицелл. Такие мицеллы, подобно полимерным макромолекулам, образуют сетку топологических зацеплений, в результате чего раствор приобретает вязкоупругие свойства. В нефтедобывающей промышленности они применяются в технологиях интенсификации нефтеотдачи пластов. В первой главе диссертации особое внимание уделено синергическим эффектам, наблюдающимся при смешении ПАВ, а также структурным особенностям растворов ПАВ. Анализ литературы показал, что сильные синергические эффекты обнаруживают смешанные растворы цвиттер-ионных и анионных ПАВ (Место защиты 420015, г. Казань, ул. К. Маркса, д. 68 Казанский государственный технологический университет. Казань 2009 г. Диссертация содержит 146 с. см. сайт http://www.dissercat.com/content/struktura-i-vyazkoupragie-svoistva-smeshannykh-mitsellyarnykh-rastvorov-oleilamidopropilbeta).

Задачей, на решение которой направлен заявляемый мицеллярный раствор, является повышение интенсификации добычи нефти повышенной и высокой вязкости из нефтенасыщенной части продуктивного пласта и ограничение водопритока из водонасыщенной части этого же продуктивного пласта.

Указанный технический результат достигается тем, что мицеллярный раствор для извлечения нефти содержит смесь цвиттер-ионного и анионного поверхностно-активных веществ и пресную воду, в качестве анионного поверхностно-активного вещества содержит лаурилсульфат натрия, в качестве цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества содержит кокамидопропилбетаин, дополнительно в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества содержит Неонол АФ9-10 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

лаурилсульфат натрия - 1,71

кокамидопропилбетаин - 5,61

Неонол АФ9-10 - 8,86

пресная вода - остальное

Заявляемое соотношение компонентов обеспечивает повышение интенсификации добычи нефти повышенной и высокой вязкости из нефтенасыщенной части продуктивного пласта и ограничение водопритока из водонасыщенной части этого же продуктивного пласта.

В качестве неионогенного ПАВ выбран неонол АФ9-10 по ТУ 2483-077-05766801-98. Неонолы - оксиэтилированные нонилфенолы, техническая смесь изомеров оксиэтидированных алкилфенолов на основе примеров пропилена следующего состава С9Н19С'6H4O(C2H4O)nH, являются наиболее доступными из неионных ПАВ,

где С9Н19 - алкильный радикал изононил, присоединенный к фенолу преимущественно в пара-положении к гидроксильной группе;

n - усредненное число молей окиси этилена, присоединенное к одному молю алкилфенолов.

Для производства используют дистиллированные изононилфенолы с массовой долей моноалкилфенолов не менее 98%.

Лаурилсульфат натрия порошок белого цвета. Горюч, температура самовозгорания 310,5°С. Растворимость в воде - не менее 130 г/л (при 20°С). Цвет водного раствора лаурилсульфата натрия от желтого до желто-коричневого. В водных растворах образует стойкую пену. Биоразлагаемость лаурилсульфата натрия превышает 90%, токсичных продуктов при разложении не образует. Используется в качестве мощного детергента в промышленности, фармакологии, косметологии. Наиболее распространенное поверхностно-активное вещество, часто в составе различных смесей. Его включают в большинство очищающих рецептур, так как он обеспечивает эффективное пенообразование и очищение.

Кокамидопропил бетаин - (лаурамидопропилбетаин) амфотерное поверхностно-активное вещество. Представляет собой прозрачную или слегка мутную жидкость желтоватого цвета со слабым характерным запахом. Содержание основного вещества 46-48%.

Используется в качестве усилителя пены в шампунях, также используется в косметике в качестве эмульгатора, загустителя, антистатика в кондиционерах для волос, проявляет антисептические свойства. Совместим с другими катионными, анионными и неионогенными поверхностно-активными веществами.

Заявляемый мицеллярный раствор может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем последовательного дозирования и перемешивания компонентов в емкости. Для приготовления мицеллярного раствора необходимо учесть последовательность растворения компонентов. На аналитические весы размещают мерный стаканчик, в который наливают 83,82% мас. пресной воды, далее добавляют Неонол АФ9-10 в количестве 8,86% мас. и перемешивают вручную с помощью стеклянной палочки. При перемешивании добавляют 1,71% мас. лаурилсульфат натрия. После полного растворения добавляют 5,61% кокамидопропилбетаина и также перемешивают с помощью стеклянной палочки.

Полученный мицеллярный раствор обладает вязкостью 70,36 мПа*сек при скорости сдвига 40 с-1 и плотностью 0,991 г/см3.

Разработанный мицеллярный раствор был экспериментально проверен. Определение динамической вязкости проводилось на реометре Modular Compact Rheometer MCR52 (Anton Paar GmbH, Austria) в измерительной ячейке плита-плита РР50 при 25°С и скоростях сдвига от 1 до 100 с-1, а также величины межфазного натяжения на границе раздела «нефть-разработанный состав» и «нефть-пластовая вода» на тензиометре вращающейся капли SVT 15N производства DataPhysics.

При контакте разработанного мицеллярного раствора с пластовой водой происходит удлинение и рост цилиндрических мицелл за счет ионной сшивки и образование высокопластичного раствора. Компонентный состав пластовой воды, при котором происходит данная реакция, представлен в таблице 1.

При соотношении 1:1 разрабатываемого мицеллярного раствора с пластовой водой вязкость жидкости повышается до значения 141,25 мПа*сек при скорости 40 с-1. График зависимости динамической вязкости от скорости сдвига разрабатываемого мицеллярного раствора (кривая 1) и смеси разрабатываемого мицеллярного раствора с пластовой водой (1:1) (кривая 2) представлен на Фиг. 1. Данная реакция обеспечивает ограничение притока пластовой воды.

Эксперимент проводился на нефти с вязкостью 110,75 мПа⋅с (93,3 мПа⋅c в пластовых условиях). При смешении разрабатываемого мицеллярного раствора и нефти в равных объемах вязкость смеси снижается до 24,5 мПа⋅с при скорости сдвига 40 с-1, что обеспечит глубокое проникновение в пласт.

Межфазное натяжение на границе «пластовая вода-нефть» равно 28,4 мН/м, при контакте нефти с разрабатываемым мицеллярным раствором межфазное натяжение снижается до 0,34 мН/м, что обеспечивает вытеснение остаточной нефти, очищение призабойной зоны, а также выравнивание профиля притока. График зависимости динамической вязкости разрабатываемого мицеллярного раствора (кривая 1), нефти (кривая 2) и смеси нефти с разрабатываемым мицеллярным раствором в соотношении 1:1 (кривая 3) представлены на Фиг. 2.

Проникая в нефтенасыщенный пропласток мицеллярный раствор и смешиваясь с пластовой нефтью высокой вязкости, значительно снижает вязкость смеси (состав + пластовая нефть) и благодаря этому проникает достаточно глубоко в нефтенасыщенный пропласток.

Проникая в водонасыщенный пропласток мицеллярный раствор и смешиваясь с пластовой водой, имеющей в своем составе ионы Са2+, Na+, K+, Mg2+, значительно повышает вязкость смеси и блокирует и предотвращает глубокое проникновение химического состава в водонасыщенный пропласток благодаря созданию высоковязкого экрана на входе в водонасыщенный пропласток нефтяного продуктивного пласта.

При таком селективном действии большая часть объема мицеллярного раствора будет проникать в нефтенасыщенный пропласток нефтяного продуктивного пласта, снижать вязкость нефти в призабойной зоне продуктивного пласта.

После проведения обработки призабойной зоны продуктивного пласта при создании депрессии нефть более легко будет двигаться по нефтенасыщенному пропластку нефтяного продуктивного пласта, благодаря сниженной вязкости нефти, в результате взаимодействия с предлагаемым мицеллярным раствором.

После проведения обработки призабойной зоны продуктивного пласта при создании депрессии пластовая вода будет поступать на забой скважины с большим трудом благодаря блокирующему экрану высокой вязкости из смеси мицеллярного раствора и пластовой воды. При этом объем поступающей на забой скважины пластовой воды значительно снизится.

Таким образом, применение данного мицеллярного раствора селективного действия, имеющего определенный химический состав, интенсифицирует добычу нефти из продуктивных нефтяных пластов с нефтью высокой вязкости и подстилающей пластовой водой, ограничивает водоприток из водонасыщенных пропластков, обеспечивает прирост дебита по нефти, снижение обводненности продукции скважины, выравнивание и оптимизацию профиля притока.

Мицеллярный раствор для извлечения нефти, содержащий смесь цвиттер-ионного и анионного поверхностно-активных веществ и пресную воду, отличающийся тем, что в качестве анионного поверхностно-активного вещества содержит лаурилсульфат натрия, в качестве цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества содержит кокамидопропилбетаин, дополнительно в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества содержит Неонол АФ9-10 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

лаурилсульфат натрия 1,71
кокамидопропилбетаин 5,61
Неонол АФ9-10 8,86
пресная вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке карбонатных нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции.

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 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.

Настоящее изобретение относится к улучшению извлечения нефти из подземных образований. Применение по меньшей мере одного неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ, выбранного из соединений формулы R-O-(-CH2-CH(-CH3)-O-)m-(-CH2-CH2-O-)n-H, где R - додецильная группа -(CH2)11-(CH3), m - число от 0 до 20; n- число, превышающее m и равное от 5 до 40, для предотвращения удержания анионного ПАВ в нефтяном коллекторе, в частности в карбонатном или глинистом коллекторе, указанное НПАВ применяется по меньшей мере в качестве средства, препятствующего удержанию АПАВ, вводимого в комбинации с ним, и/или в качестве защитного средства, вводимого перед введением АПАВ, и/или для десорбции АПАВ, предварительно заключенных в коллекторе. Способ улучшенного извлечения нефти из подземного образования, включающий указанное выше применение, содержащий этапы, на которых: в подземное образование через по меньшей мере одну нагнетательную скважину закачивают жидкость, содержащую по меньшей мере водную среду, АПАВ и необязательно вторичное АПАВ, следом закачивают жидкость, содержащую указанное НПАВ и указанную жидкость, перемещающую нефть, уходящую из подземного образования, извлекают с помощью по меньшей мере одного производственного средства. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат – повышение эффективности извлечения нефти. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 4 табл., 4 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение энергетических затрат путем сокращения объемов закачки пара в пласт, увеличение дебита в 2-2,5 раза с разрабатываемого участка залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки, предотвращение техногенных обрушений горных пород над выработанной залежью. Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки включает закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, закачку азота в паровую камеру и попутно добываемой воды в пласт. Причем перед закачкой попутно добываемой воды и азота определяют абсолютную отметку подошвенной и кровельной части паровой камеры. Попутно добываемую воду закачивают в пласт ниже абсолютной отметки подошвенной части паровой камеры через оценочные и контрольные скважины, расположенные на границе контура, образованного паровой камерой.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем исключения загрязнения призабойной зоны пласта вторичными осадками за счет стабилизации ионов трехвалентного железа, увеличение проникающей способности кислотного состава за счет снижения межфазного натяжения на границе с нефтью, увеличение текущей нефтеотдачи пласта. По первому варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ 0,05-1,5; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. По второму варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; НПАВ 0,05-1,5; биополимер 0,01-0,3; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. По третьему варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; НПАВ 0,05-1,5; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; анионогенное поверхностно-активное вещество АПАВ 0,01-0,5; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. По четвертому варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; НПАВ 0,05-1,5; биополимер 0,01-0,3; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; АПАВ 0,01-0,5; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. 4 н.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл., 3 пр.

Изобретение относится к жидкостям для гидроразрыва подземных пластов при добыче углеводородов. Способ выбора поверхностно-активного вещества (ПАВ) для применения в жидкости для гидроразрыва при обработке подземного пласта, содержащий обеспечение по меньшей мере двух ПАВ, взятие пробы воды из обрабатываемого пласта, взятие пробы неочищенной нефти из обрабатываемого пласта, взятие керна из обрабатываемого пласта, выбор проппанта для применения в обрабатываемом пласте, смешивание каждого из ПАВ с указанной пробой воды с созданием образцов смеси ПАВ и указанной пробы воды, определение растворимости ПАВ для каждого указанного образца смеси ПАВ и пробы воды и присвоение показателя качества по растворимости каждому ПАВ, определение динамического поверхностного натяжения ПАВ для каждого указанного образца смеси ПАВ и пробы воды и присвоение показателя качества по динамическому поверхностному натяжению каждому ПАВ, смешивание каждого из ПАВ с указанной пробой нефти с созданием образцов смеси ПАВ и указанной пробы нефти, определение поверхностного натяжения на границе раздела фаз между растворами ПАВ и неочищенной нефтью для каждого ПАВ и пробы нефти и присвоение показателя качества по поверхностному натяжению на границе раздела фаз каждому ПАВ, определение способности создавать эмульсию растворами ПАВ и неочищенной нефтью для каждого ПАВ и пробы нефти и присвоение показателя качества по способности создавать эмульсию каждому ПАВ, прокачивание раствора каждого из ПАВ через насыщенный пробой неочищенной нефти измельченный указанный керн с получением эффлюента, определение нефтеотдачи для каждого ПАВ по эффлюенту и присвоение показателя качества по нефтеотдаче каждому ПАВ, определение в указанном керне капиллярного давления для каждого ПАВ и присвоение показателя качества по капиллярному давлению каждому ПАВ, определение адсорбции на выбранном проппанте для каждого ПАВ и присвоение показателя качества по адсорбции на выбранном проппанте каждому ПАВ, суммирование для каждого ПАВ полученных показателей качества по меньшей мере по двум указанным выше характеристикам и выбор ПАВ с наибольшим значением суммы показателей качества. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки пласта. 7 з.п. ф-лы, 7 пр., 5 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - сокращение времени бурения, сохранение устойчивости бурового раствора, охрана окружающей среды с одновременным уменьшением стоимости бурового раствора. Полимер-эмульсионный буровой раствор содержит комплексный реагент Unidrill, состоящий из органических кислот, являющихся пластификаторами, гидрофобизаторов и ингибиторов, причем пластификаторы представляют собой соли щавелевой кислоты совместно с оксидами амфотерных металлов, а гидрофобизаторы - соли щавелевой кислоты совместно с оксидами амфотерных металлов и с солями бромоводородной кислоты, а ингибиторы представляют собой микрогели, при следующем соотношении ингредиентов бурового раствора, мас.%: реология - Xhantan Gum 0,2-0,5; фильтрация - Fitter Check 2-2,5; фильтрация - РАС-LV 0,5-1; ингибитор – MgO 0,5-2; карбонат кальция 5-50; комплексный реагент Unidrill 25-30; дисперсная среда – вода остальное; смазывающая добавка СБУ-ДР 5-10 от объема. 1 табл., 1 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-06-25 2017-02-20T10:56:57
Наверх