Способ разработки нефтяной залежи

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.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений и добыче нефти, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов.

Известны способ разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающий закачку нефтеотмывающей композиции на основе ПАВ, позволяющий увеличить эффективность воздействия за счет более полного извлечения нефти из пласта (Пат. РФ №2361074, кл. Е21В 43/24, опубл. 2007 г.), и способ загущения нефтевытесняющей композиции на основе ПАВ для увеличения охвата пласта заводнением за счет увеличения вязкости нефтевытесняющей композиции и вследствие этого увеличения охвата пластов заводнением (Пат. РФ №1819442, кл. Е21В 43/22, опубл. 1990 г.). Однако эти способы эффективны для пластов с высокой температурой.

Для пластов с невысокой пластовой температурой известны способы разработки нефтяных месторождений путем полимерного заводнения, заключающиеся в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент - полимер, обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985, с. 171; пат. РФ №1501596, кл. Е21В 43/22, опубл. 1991 г.; пат. РФ №2095555, кл. Е21В 43/22, опубл. 1997 г.; пат. РФ №2172397, кл. Е21В 43/22, опубл. 2001 г.). Известные способы разработки нефтяных залежей включают вытеснение нефти из пласта последовательными оторочками пресной воды и раствора полимера - вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью, например полиакриламида (ПАА). Способы недостаточно эффективны, так как растворы полимеров, которые используются в указанных способах, имеют ограниченное применение из-за ухудшения вязкостных свойств в минерализованных водах, вызванного «высаливанием» полимера, вследствие этого требуют большого количества пресной воды, что не всегда реализуемо в промысловых условиях. В лабораторных условиях установлено, что при разбавлении в 2 раза растворов полимеров водами различной минерализации (от 29.3 до 274.9 г/л) вязкость 0.1%-ных растворов полимеров снижается в 11-210 раз.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи с низкой пластовой температурой, включающий вытеснение нефти путем закачки в пласт оторочек вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью, состоящего из смеси при следующем соотношении компонентов, мас. %: полиакриламид (ПАА) 0.005-0.5, оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) 0.05-1.5, вода - остальное (пат. РФ №2072034, кл. E21B 43/22, опубл. 1997 г.). Введение полимера ОЭЦ в водный раствор полиакриламида позволяет увеличить вязкость вытесняющего флюида. При закачке в пласт раствор полимера проникает в высокопроницаемые пропластки, увеличивает их фильтрационное сопротивление, за счет чего нагнетаемая вслед за оторочкой раствора полимера оторочка воды направляется в менее проницаемые интервалы, в результате в пласте происходит перераспределение фильтрационных потоков и увеличение охвата пласта заводнением. Однако при разбавлении состава в пластовых условиях водами с высокой минерализацией вязкость вытесняющего флюида за счет химической (солевой) деструкции снижается и эффективность способа падает. Кроме того, этот способ эффективен только за счет увеличения охвата пласта, но не позволяет увеличить эффективность воздействия за счет увеличения коэффициента нефтевытеснения.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности извлечения нефти из пласта с низкой пластовой температурой (ниже 40°С) путем повышения коэффициента нефтеотдачи как за счет выравнивания профиля приемистости, перераспределения фильтрационных потоков, увеличения охвата пласта заводнением в результате сохранения вязкостных свойств вытесняющего флюида в пластовых условиях при разбавлении его высокоминерализованными водами, так и за счет увеличения доотмыва нефти, увеличения коэффициента вытеснения нефти.

Технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения с низкой пластовой температурой, включающего вытеснение нефти из пласта последовательными оторочками вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью и воды, в качестве вытесняющего флюида используют состав при следующем соотношении компонентов, мас. %:

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

Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД выпускается АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ» г. Москва по ТУ 2483-015-17197708-97, представляет собой подвижную коричневую жидкость. Нефтенол ВВД марки ЗТ - частично сульфированный неонол АФ 9-12 - смесь неонола АФ 9-12 и АПАВ - его сульфоэтоксилата (29-35%) с этиленгликолем (25-30%).

NP-40 и NP-50 - оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 40 и 50, соответственно, производства КНР, представляют собой прозрачные маслянистые жидкости от бесцветного до светло-желтого цвета.

Неонол АФ 9-12 выпускается ОАО «Нижнекамскнефтехим» г.Нижнекамск по ТУ 2483-077-0576801-98, представляет собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета. Неонол АФ 9-12 - оксиэтилированный изононилфенол на основе тримеров пропилена, химическая формула RArO(CH2CH2O)nH, где Аг - бензольное кольцо, R - длинный углеводородный радикал C9-C12, n - среднее число оксиэтильных групп в молекуле НПАВ (степень оксиэтилирования), равное 12.

Алкилсульфонат волгонат выпускается Волгоградским ОАО «Химпром» по ТУ 2481-308-05763458-2001, представляет собой пасту однородную по составу. Волгонат - алкилсульфонат натрия, химическая формула R-SO2ONa с длиной цепи алкильного радикала R C11-C18, полученного из н-парафинов.

Сульфонол - натрий алкилбензолсульфонат смесь изомеров натриевых солей алкилбензолсульфокислот, выпускается ФКП завод им. Я.М. Свердлова г. Дзержинск по ТУ 2481-135-02510508-2007, представляет собой белый или светло-желтый порошок. Химическая формула CnH2n+1C6H4SO3Na, где n=12-18.

В качестве солей алюминия использовали нитрат алюминия - 9-ти водный Al(NO3)3⋅9H2O, хлорид алюминия 6-ти водный - AlCl3⋅6Н2О и полиоксихлорид алюминия Аква-Аурат-30.

Алюминий азотнокислый 9-ти водный выпускается по ГОСТ 3757-75, представляет собой бесцветные гигроскопические кристаллы, растворимые в воде. Химическая формула - Al(NO3)3⋅9H2O.

Алюминий хлористый 6-ти водный выпускается по ГОСТ 3759-75, представляет собой кристаллический порошок желтоватого цвета. Химическая формула - AlCl3⋅6Н2О.

Полиоксихлорид алюминия Аква-Аурат 30 выпускается ОАО «АУРАТ» по ТУ 6-09-05-1456-96, представляет собой кристаллический порошок желтоватого цвета. Химическая формула - Al(ОН)aClbnH2O, где а+b=3, при а≥1,3. Применяется для очистки питьевой воды, промышленных и бытовых сточных вод и др.

В предлагаемом способе разработки нефтяного месторождения при закачке в нагнетательные скважины вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью, непосредственно в пласте через определенное время образуются золи - свободно-дисперсные системы, оторочки которых можно передвигать в пласте на заданное расстояние последующей оторочкой воды любой минерализации. Регулируемая вязкость вытесняющего флюида способствует выравниванию подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов и приводит к увеличению охвата пласта воздействием, снижению вязкостной неустойчивости фронта вытеснения, ограничению прорывов закачиваемого рабочего агента в реагирующие добывающие скважины, подключению низкопроницаемых пропластков, причем по сравнению с известным способом минерализация пластовых вод при разбавлении вытесняющего флюида в пласте не только не ухудшает его реологические свойства, но и улучшает их. Кроме того, происходит доотмыв нефти из промытых зон. В результате происходит увеличение коэффициента охвата пласта, прирост КИН и интенсификация добычи нефти.

Для получения подвижной свободно-дисперсной системы (золя) с высокими нефтевытесняющими свойствами при низких пластовых температурах в состав вытесняющего флюида вводят поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые способствуют интенсификации противоточной пропитки и дополнительному вытеснению нефти, уменьшению межфазного натяжения и деструктированию, разжижению высоковязких слоев или пленок на границах нефть - вода - порода, ухудшающих фильтрацию жидкостей в пласте и снижающих полноту извлечения нефти. В состав вытесняющего флюида входит соль аммония и карбамид, которые образуют непосредственно в пласте аммиачную буферную систему, и соль алюминия, регулирующую вязкость вытесняющего флюида, увеличивая ее в 5-40 раз. В состав также входит карбонат натрия, или калия, или аммония, или гексаметилентетрамин, или нитрит натрия - регуляторы температуры золеобразования, то есть реагенты, вызывающие повышение рН раствора при низких температурах. Причем выбор реагента - регулятора температуры золеобразования - позволяет через нагнетательную скважину закачать в нефтяной пласт вытесняющий флюид с требуемой вязкостью, применительно к условиям конкретного участка месторождения. Введение в состав вытесняющего флюида в качестве регулятора температуры золеобразования гексаметилентетрамина (гексамина) позволяет получить при приготовлении раствор с низкими значениями вязкости, поэтому при закачке через нагнетательную скважину вытесняющий флюид имеет низкое фильтрационное сопротивление в призабойной зоне, что позволяет закачать оторочку этого раствора в низкопроницаемые пропластки, затем через определенное время непосредственно в пласте образуется золь - подвижная вязкая система, с вязкостью, сопоставимой с вязкостью нефти, способная фильтроваться в разнопроницаемые пропластки на значительные расстояния от нагнетательной скважины, выравнивать профиль вытеснения нефти, осуществляя поршневое вытеснение нефти. Введение в состав вытесняющего флюида в качестве регулятора температуры золеобразования карбонатов натрия, или калия, или аммония позволяет получить в поверхностных условиях раствор вытесняющего флюида с повышенными значениями вязкости. Повышенная вязкость вытесняющего флюида предотвратит ее смешивание со скважинной жидкостью в процессе закачки и обеспечит поршневой эффект вытеснения нефти уже в прискваженной зоне. При введении в раствор вытесняющего флюида в качестве регулятора температуры золеобразования нитрита натрия в пластовых условиях образуется золь с пониженной плотностью (пенозоль).

Технология приготовления вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью в промысловых условиях состоит в следующем: в емкость-смеситель подают определенный объем воды, загружают необходимые количества ПАВ, карбамида, аммиачной селитры и реагента - регулятора температуры золеобразования. После растворения реагентов добавляют необходимое количество соли алюминия. С помощью мешалки или путем создания круговой циркуляции смеси в системе «насос - смеситель - насос» с помощью насосного блока (агрегата) осуществляют перемешивание до полного растворения реагентов. Приготовленный раствор вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью из емкости-смесителя перекачивают в емкость-накопитель. Плотность полученных растворов составляет 1.16-1.17 кг/м, вязкость - от 1.6 до 11 мПа⋅с, рН растворов вытесняющего флюида находится в пределах 3.7-9.3 ед. рН, значения межфазного натяжения раствора на границе с нефтью составляют 0.14-0.27 мН/м, температура замерзания раствора - 20.4-21.2°С.

В лабораторных условиях проведены испытания растворов вытесняющих флюидов с регулируемой вязкостью для способа разработки нефтяной залежи водным раствором полимеров (прототип) и предлагаемого способа до и после разбавления растворов водами различной минерализации. Для испытаний известного способа приготовлены растворы полимеров. В качестве полимеров были использованы водорастворимые полимеры: Accotrol-S 622, сепаколл и сульфацелл (ОЭЦ) марки 400. Растворы готовили по стандартной методике. Растворы вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью для предлагаемого способа готовили следующим образом: необходимое количество ПАВ, аммиачной селитры, карбамида и нитрита натрия, или карбоната калия (или натрия, или аммония), или гексамина заливали полным необходимым объемом воды и перемешивали до полного растворения, затем добавляли необходимое количество соли алюминия. Для разбавления растворов использовали пресную воду и пластовые воды Вахского, Усинского и Ромашкинского месторождений с минерализацией 29.3, 62.1 и 274.9 г/л, соответственно. Разбавление вытесняющих флюидов водами с различной минерализацией проводили в соотношении 1:1.

Вязкость растворов вытесняющих флюидов с регулируемой вязкостью определяли на ротационном вискозиметре Реометре НААКЕ Viscotester iQ (измерительная система коаксиальных цилиндров СС25 DIN/Ti).

Приводим примеры приготовления и испытаний в лабораторных условиях конкретных растворов вытесняющих флюидов.

Пример 1, 2 (по прототипу). Навески полимеров 0.5 г Accotrol-S 622 и 2.5 г сульфацелла (ОЭЦ) марки 400 растворяли в 997.0 г пресной воды. После растворения полимеров в воде получили 1000.0 г раствора вытесняющего флюида, содержащего 0.05% мас. Accotrol-S 622, 0.25% мас. сульфацелла (ОЭЦ) марки 400 и 99.7% мас. пресной воды. Полученный раствор разбавляли в соотношении 1:1 водами различной минерализации и определяли вязкость разбавленных растворов.

Пример 2 (по прототипу). Навески полимеров 0.5 г сепаколла и 2.5 г сульфацелла (ОЭЦ) марки 400 растворяют в 997.0 г пресной воды. После растворения полимеров в воде получили 1000.0 г раствора вытесняющего флюида, содержащего 0.05% мас. сепаколла, 0.25% мас. сульфацелла (ОЭЦ) марки 400 и 99.7% мас. пресной воды. Полученный раствор разбавляли в соотношении 1:1 водами различной минерализации и определяли вязкость разбавленных растворов.

Пример 3. В 595.0 г пресной воды растворили 20.0 г Нефтенола ВВД, 100.0 г аммиачной селитры, 200.0 г карбамида и 60.0 г карбоната калия. После тщательного перемешивания и растворения реагентов добавили 25.0 г полиоксихлорида алюминия Аква-Аурат-30. После растворения реагентов в воде получили 1000.0 г раствора вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 10.0% мас. аммиачной селитры, 20.0% мас. карбамида, 6.0% мас. карбоната калия, 2.5% мас. полиоксихлорида алюминия Аква-Аурат-30 и 59.5% мас. пресной воды. Полученный раствор разбавляли в соотношении 1:1 водами различной минерализации и определяли вязкость разбавленных растворов.

Пример 4. К 10.0 г NP-40, 5.0 г волгоната, 140.0 г аммиачной селитры, 300.0 г карбамида и 20.0 г нитрита натрия добавили 505.0 г пресной воды. После растворения реагентов добавили 20.0 г полиоксихлорида алюминия Аква-Аурат-30. После растворения реагентов в воде получили 1000.0 г раствора вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью, содержащего 1.0% мас. NP-40, 0.5% мас. волгоната, 14.0% мас. аммиачной селитры, 30.0% мас. карбамида, 2.0% мас. нитрита натрия, 2.0% мас. полиоксихлорида алюминия Аква-Аурат-30 и 50.5% мас. пресной воды. Полученный раствор разбавляли в соотношении 1:1 водами различной минерализации и определяли вязкость разбавленных растворов.

Пример 5. В 525.0 г пресной воды растворили 10.0 г NP-50, 5.0 г сульфонола, 145.0 г аммиачной селитры, 300.0 г карбамида и 5.0 г карбоната натрия. После тщательного перемешивания и растворения реагентов добавили 10.0 г Al(NO3)3⋅9H2O. После растворения реагентов в воде получили 1000.0 г раствора вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью, содержащего 1.0% мас. NP-50, 0.5% мас. сульфонола, 14.5% мас. аммиачной селитры, 30.0% мас. карбамида, 0.5% мас. карбоната натрия, 1.0% мас. Al(NO3)3⋅9H2O и 52.5% мас. пресной воды. Полученный раствор разбавляли в соотношении 1:1 водами различной минерализации и определяли вязкость разбавленных растворов.

Пример 6. К 20.0 г Нефтенола ВВД, 120.0 г аммиачной селитры, 300.0 г карбамида и 30.0 г карбоната аммония добавили 500.0 г пресной воды. После растворения реагентов добавили 30.0 г хлорида алюминия AlCl3⋅6H2O. После растворения реагентов в воде получили 1000.0 г раствора вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 12.0% мас. аммиачной селитры, 30.0% мас. карбамида и 3.0% мас. карбоната аммония, 3.0% мас. хлорида алюминия AlCl3⋅6H2O и 50.0% мас. пресной воды. Полученный раствор разбавляли в соотношении 1:1 водами различной минерализации и определяли вязкость разбавленных растворов.

Пример 7. В 505.0 г пресной воды растворили 10.0 г неонола АФ9-12, 5.0 г волгоната, 150.0 г аммиачной селитры, 300.0 г карбамида и 10.0 г гексамина. После тщательного перемешивания и растворения реагентов добавили 20.0 г полиоксихлорида алюминия Аква-Аурат-30. После растворения реагентов в воде получили 1000.0 г раствора вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью, содержащего 1.0% мас. неонола АФ9-12, 0.5% мас. волгоната, 15.0% мас. аммиачной селитры, 30.0% мас. карбамида, 1.0% мас. гексамина и 59.5% мас. пресной воды. Полученный раствор разбавляли в соотношении 1:1 водами различной минерализации и определяли вязкость разбавленных растворов.

В таблице и на фиг. 1, 2 приведены результаты измерения вязкости растворов вытесняющих флюидов по известному способу (прототип) и вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью с добавлением реагентов - регуляторов температуры золеобразования предлагаемого способа до и после разбавления водами различной минерализации в соотношении 1:1 при скорости сдвига 150 с-1. Результаты измерений показывают, что разбавление растворов вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью для известного способа (прототип) пресной водой приводит к снижению вязкости раствора в 2.5-3 раза, при увеличении минерализации вод, используемых для разбавления, вязкость разбавленных растворов снижается в 8.6-11 раз. В предлагаемом способе вязкости золей, полученных из растворов вытесняющего флюида, при разбавлении пресной водой снижаются в 3.5-8.2 раза, но при увеличении минерализации воды, используемой для разбавления, вязкости разбавленных в 2 раза золей увеличиваются на 7-40%, то есть растворы после золеобразования в пластовых условиях даже при разбавлении сохраняют свою вязкость, фиг. 2.

Эффективность применения предлагаемого способа разработки нефтяной залежи определяли на установке для изучения фильтрации производства «КАТАКОН» при постоянном расходе через модель пласта, состоящей из двух параллельных колонок.

При подготовке к экспериментам готовили насыпные колонки, моделирующие карбонатный коллектор пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, с определением их газопроницаемости и насыщением моделью пластовой воды с минерализацией 62.1 г/л. Проницаемость моделей находилась в пределах от 0.21 до 1.43 мкм2, проницаемость параллельных колонок различалась в 2-5 раз. Далее водонасыщенные колонки насыщали нефтью и определяли начальную нефтенасыщенность колонок, исходя из количества вытесненной нефтью воды.

Время термостатирования колонок после закачки вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью составляло 24 часа, противодавление - 12 атм.

Исследование влияния вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью на процесс доотмыва нефти проводили следующим образом. Сначала осуществляют вытеснение нефти водой до полной обводненности продукции из обеих колонок. По полученным данным рассчитывают градиент давления, скорость фильтрации, подвижность жидкостей и коэффициент вытеснения нефти водой Kв. После вытеснения нефти водой одновременно в обе колонки закачивают оторочку вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью, продвигают на заданное расстояние водой и термостатируют определенное время для образования золя. Затем продолжают нагнетание воды.

В неоднородную нефтенасыщенную модель пласта с карбонатным коллектором с исходной газовой проницаемостью колонок 0.21 и 1.00 мкм2 при 23°С закачивают модель пластовой воды (минерализация 62.1 г/л) в объеме 1.9 объема пор. Среднее соотношение подвижности жидкостей в моделях при вытеснении нефти водой было 1:30. Коэффициент вытеснения нефти водой составил по первой колонке - 0, по второй - 48.3%, в среднем по модели 25.2%.

После вытеснения нефти было закачано 0.5 порового объема раствора вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью, содержащего 1.0% неонола АФ 9-12, 0.5% волгоната, 15.0% аммиачной селитры, 30.0% карбамида, 2.0% полиоксихлорида алюминия Аква-Аурат-30, 1.0% гексамина и 50.5% пресной воды. После 24 часов термостатирования продолжают закачку воды до полной обводненности продукции на выходе из колонок. Всего было прокачано 6.0 поровых объемов пластовой воды, при этом через первую колонку прошло 3.5 поровых объема, через вторую - 8.2 поровых объема, то есть произошло выравнивание фильтрационных потоков, среднее соотношение подвижности жидкостей в моделях стало 1:3 (было 1:30). Градиент давления увеличивался после закачки композиции с 2.8 до 62 атм/м, с последующим постепенным снижением. Коэффициент вытеснения нефти водой и композицией составил по первой колонке - 53.2%, по второй - 54.0%, в среднем по модели 53.6%, прирост коэффициента нефтевытеснения составил по первой колонке - 53.2%, по второй - 5.7%, в среднем по модели 28.4%. Влияние закачки раствора вытесняющего флюида на фильтрационные характеристики: подвижность (а), скорость фильтрации (б) и доотмыв нефти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения из неоднородной нефтенасыщенной модели пласта в условиях, моделирующих пластовые, показано на фиг. 3.

Таким образом, осуществление предлагаемого способа позволяет повысить эффективность вытеснения нефти путем повышения коэффициента нефтеотдачи как за счет увеличения охвата пласта заводнением в результате сохранения вязкостных свойств вытесняющего флюида в пластовых условиях при разбавлении его высокоминерализованными водами, так и за счет увеличения доотмыва нефти, увеличения коэффициента нефтевытеснения.

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий вытеснение нефти из пласта последовательными оторочками вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью и воды, отличающийся тем, что для месторождений с низкой пластовой температурой в качестве вытесняющего флюида используют состав при следующем соотношении компонентов, мас.%:

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



 

Похожие патенты:

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

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.

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.

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.

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 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, или нитрит натрия 0,5-6,0, вода остальное. 3 ил., 1 табл, 7 пр.

Наверх