Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в добывающие скважины либо для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта гелеобразующими (вязкоупругими) составами за счет повышения прочности указанных составов и снижение энергетических затрат путем сокращения индукционного периода гелеобразования. В способе выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины, включающем закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего силикат натрия, ацетат хрома и воду, установку индукционного периода гелеобразующего состава при пластовой температуре, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу, по первому варианту в водный раствор вводят оксид цинка и в качестве наполнителя - древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.%: силикат натрия 0,5-10, ацетат хрома 0,3-1,8, оксид цинка 0,03-0,07, древесная мука 0,001-3,0, вода остальное, а по второму варианту в водный раствор вводят оксид магния и в качестве наполнителя - отходы производства цеолитовых катализаторов - ОПЦК при следующем соотношении компонентов, мас.%: силикат натрия 0,5-10, ацетат хрома 0,3-1,8, оксид магния 0,03-0,07, ОПЦК 0,1-5,0, вода - остальное, при этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды в объеме 1,0-1,5 поровых объема, содержащую тетранатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон «В» в количестве 0,01-0,05 мас.%, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 4-8 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 20-30 часов, затем скважину запускают в эксплуатацию. 1 пр., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в добывающие скважины либо для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Известен состав для изоляции вод в скважинах (А.с. СССР №1329240, кл. Е21В 33/138, опубл. 10.04.85 г.), содержащий гипан (гидролизованный полиакрилонитрил), силикат натрия и воду.

Недостатком данного состава является то, что он содержит большое количество силиката натрия (30%), что экономически невыгодно.

Известен способ изоляции зоны поглощения (патент РФ №1774689, кл. Е21В 33/138, опубл. 10.01.1996 г.), включающий закачку в нагнетательную или добывающую скважину одновременно раздельно двух потоков. Первый поток содержит гипан 0,01-1,0%, жидкое стекло 2-6% и воду, второй поток - водный раствор кислоты 0,44-4,0% по кислоте. Затем потоки закачивают в пласт. Дополнительно закачивают водный раствор кислоты с концентрацией, равной концентрации кислоты второго потока. Количество дополнительной кислоты 5-35% от общего объема состава. Продавливают состав в пласт пресной водой в течение 8-12 часов. Выдерживают скважину в течение 2-3 суток. После этого скважину запускают в эксплуатацию.

Недостатком данного способа является длительность структурирования изолирующего материала (до трех суток), в результате чего, в условиях высокой приемистости изолируемой зоны, изолирующий состав может быть поглощен, не успев отвердеть, что приведет к снижению эффективности ремонтных работ.

Известен способ разработки продуктивного пласта (патент РФ №2133825, кл. Е21В 43/22, опубл. 27.07.1999 г.), включающий совместную закачку раствора силиката щелочного металла и пластовой или сточной минерализованной воды. При взаимодействии указанных реагентов происходит образование однородных гелеобразных осадков, которые блокируют обводненные высокопроницаемые зоны пласта.

Недостатком способа является его низкая технологическая эффективность, связанная с тем, что образующиеся гелеобразные осадки имеют недостаточно высокие реологические и структурно-механические свойства.

Известен способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений (патент РФ №2508446, кл. Е21В 43/22, опубл. 27.12.2014 г.), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, закачку в нагнетательные или добывающие скважины при обводнении добывающих скважин изолирующего агента на основе силиката натрия и кислоты, выдержку скважин в течение суток и запуск их в работу. При этом, перед закачкой изолирующего агента в пласт, закачивают оторочку пресной воды в объеме, обеспечивающем не смешение пластовой воды с изолирующим агентом до времени его загелевания, но не менее одного объема насосно-компрессорных труб (НКТ), выдержку осуществляют после продавливания агента в пласт, а в качестве изолирующего агента используют гелеобразующую композицию, состоящую из силиката натрия, сульфаминовой кислоты, ацетата хрома, моноэтанол-амина и воды.

Недостатком данного способа является сложность прокачки и продавливания в пласт данной композиции из-за высокой вязкости исходной композиции. Кроме того, сульфаминовая кислота является токсичным веществом и требует особых мер безопасности при обращении с данным веществом.

Известен способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта (патент РФ №2536529, кл. Е21В 33/138, опубл. 27.12.2014 г.), включающий закачку в пласт гелеобразующего состава, продавливание указанного состава в пласт, технологическую паузу, при этом в указанный состав добавляют метасиликат натрия и, в качестве инициатора процесса гелеобразования, хромокалиевые квасцы. После закачки водоизоляционной композиции спустя 3-4 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов, затем выдерживают технологическую паузу продолжительностью 12-18 часов, после чего скважину запускают в работу.

Недостатком данного способа является сложность приготовления гелеобразующего состава требуемой концентрации из-за отдельного растворения хромокалиевых квасцов и метасиликата натрия в воде и последующего смешивания полученных растворов. К недостаткам способа можно отнести и сложность доставки до интервала обработки полученного состава и последующего продавливания, из-за малого срока периода гелеобразования, равного 3-4 часам. Кроме того, метасиликат натрия относится ко второму классу опасности и требует повышенных мер безопасности при обращении с ним.

Известен способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины (патент РФ №2456439, кл. Е21В 43/22, опубл. 20.07.2012 г.), принятый за прототип. Данный способ включает в себя закачку в добывающие или нагнетательные нефтяные скважины водоизоляционного состава на основе силиката натрия и ацетата хрома, продавливание указанного состава в пласт и выдержку технологической паузы. При этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 6-10 часам, технологическую паузу выбирают продолжительностью от 24 до 36 часов.

Недостатком данного способа является продолжительный период гелеобразования 6-10 часов, при значениях вязкости, близких к вязкости воды 1,2-10 мПа⋅с, в результате чего при высокой проницаемости изолируемых интервалов гелеобразующий состав может быть поглощен, не успев структурироваться, что приведет к снижению эффективности ремонтно-изоляционных работ.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта путем перераспределения фильтрационных потоков и создания прочных изоляционных экранов гелеобразующими (вязкоупругими) составами за счет повышения прочности указанных составов и снижение энергетических затрат путем сокращения индукционного периода гелеобразования.

Поставленная техническая задача решается способом выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах, включающим закачку в пласт гелеобразующего состава на основе силиката натрия, ацетата хрома и воды, установку индукционного периода гелеобразующего состава при пластовой температуре, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу.

Новым является то, что по первому варианту в водный раствор вводят оксид цинка и в качестве наполнителя - древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Силикат натрия 0,5-10
Ацетат хрома 0,3-1,8
Оксид цинка 0,03-0,07
Древесная мука 0,001-3,0
Вода остальное,

а по второму варианту в водный раствор вводят оксид магния и в качестве наполнителя - отходы производства цеолитовых катализаторов (ОПЦК) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Силикат натрия 0,5-10
Ацетат хрома 0,3-1,8
Оксид магния 0,03-0,07
ОПЦК 0,1-5,0
Вода остальное,

при этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды в объеме 1,0-1,5 поровых объема, содержащую тетранатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон «В» в количестве 0,01-0,05 мас.%, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 4-8 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 20-30 часов. Затем скважину запускают в эксплуатацию.

При использовании силиката натрия (гелеобразующее вещество) в концентрации менее 0,5 мас.% образования геля добиться не удается. Использование концентрации, превышающей 10%, приводит к образованию чрезвычайно прочных гелей и одновременно требует значительного увеличения концентрации ацетата хрома, что приводит к значительному удорожанию состава для ограничения водопритока. Получено экспериментально.

При концентрациях ацетата хрома (отвердитель) менее 0,3 мас.% не удается добиться образования геля даже при применении добавки окиси цинка или окиси магния. При концентрациях выше 1,8% и добавки окиси цинка или окиси магния образование геля происходит чрезвычайно быстро, что не позволяет удовлетворительно закачать его в пласт. Получено экспериментально.

Оксид ZnO - рыхлый белый порошок, желтеющий при нагревании, соответствует ГОСТ 10262-73. Оксид цинка применяется для изготовления белой масляной краски (цинковые белила), в медицине и косметике, значительная часть получаемого оксида цинка используется в качестве наполнителя резины в машинной промышленности.

Оксид магния MgO обычно получают путем прокаливания природного магнезита MgCO3. Он представляет собой белый рыхлый порошок, известный под названием жженой магнезии, применяется в медицине и при изготовлении огнеупоров. Выпускается согласно ТУ-6-09-3023-79.

Добавление окиси цинка или магния в состав гелеобразующей композиции совместно с ацетатом хрома обеспечивает переход жидкого стекла в твердое водонерастворимое состояние. Окись цинка является активным компонентом, что позволяет дополнительно регулировать время индукционного периода в направлении его сокращения и получать обширные водоизоляционные экраны. Добавление наполнителя в состав гелеобразующей композиции позволит изолировать высокопроницаемые водонасыщенные каналы. При необходимости, в качестве наполнителя в состав гелеобразующей композиции добавляют древесную муку исходя из геолого-промысловых условий.

Окись магния является высокоактивным компонентом, что при высоких приемистостях скважины позволит композиции удержаться в нужном интервале эксплуатационного объекта, структурироваться и создавать прочные водоизоляционные экраны, что приведет к повышению эффективности ремонтно-изоляционных работ. Окись магния со сшивателем (ацетатом хрома) действуют комплексно, композиции, полученные на их основе, обладают большей структурной прочностью по сравнению с гелеобразующими составами, не содержащими оксид двухвалентного металла. Для повышения прочности указанной композиции, закачиваемой в высокопроницаемый и трещиноватый коллектор, в нее вводят наполнитель в виде отходов производства цеолитовых катализаторов от 0,1 до 5 мас.%, размер частиц которых соизмерим с размерами проводящих каналов.

Описываемый способ с применением оксида цинка поясняется таблицей 1, в которой приведены основные характеристики водоизоляционного состава с концентрацией силиката натрия 5 мас.%. при температуре 70°С. Изменением концентрации ацетата хрома и оксида цинка регулируется время гелеобразования состава в широких пределах.

Описываемый способ с применением оксида магния поясняется таблицей 2, в которой приведены основные характеристики водоизоляционного состава с концентрацией силиката натрия 5 мас.% при температуре 70°С. Изменением концентрации ацетата хрома и оксида магния регулируется время гелеобразования состава в широких пределах.

Способ осуществляют следующим образом.

Специализированными промыслово-геофизическими методами осуществляют определение интервалов водопритока в добывающих скважинах, а также исследование профилей приемистости в нагнетательных скважинах для последующей водоизоляции.

До интервала обработки поднимают башмак насосно-компрессорных труб. Производят опрессовку скважины на давление, превышающее на 20% предполагаемое давление закачки водоизоляционного состава. Определяют приемистость скважины по воде на установившимся режиме.

Рассчитывают необходимый объем водоизоляционного состава из расчета 1-3 поровых объемов призабойной зоны пласта. Перед закачкой состава в призабойную зону пласта закачивают оторочку пресной воды в объеме 1,0-1,5 поровых объема, содержащую тетранатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон «В» в количестве 0,01-0,05 мас.% для предотвращения преждевременного образования осадков за счет реагирования силиката натрия с минерализованными пластовыми водами. Трилон «В» взаимодействует с катионами поливалентных металлов и формирует высокопрочные комплексы, в связи с чем, при закачке силиката натрия преждевременные осадки не образуются.

Приготовление состава в промысловых условиях осуществляют в следующей последовательности: к требуемому объему пресной воды добавляют раствор ацетата хрома (в виде 50-55% раствора), к полученному раствору добавляют рассчитанное количество окиси металла и на последнем этапе вводят небольшими порциями силикат натрия. При необходимости в композицию добавляют наполнитель (древесная мука, ОПЦК). В промысловых условиях приготовление состава может быть осуществлено в специальной емкости с круговой циркуляцией жидкости или непосредственно в емкости цементировочного аппарата.

Далее осуществляют закачку водоизоляционного состава. При закачке состав в связи с гидродинамической селективностью, в первую очередь, поступает в более проницаемые промытые водой пропластки. Затем состав продавливают в пласт в объеме насосно-компрессорных труб +0,5-1 м3. Для предотвращения образования техногенных трещин водоизоляционный состав продавливают в пласт пресной водой с расходом, не превышающим 80-90% от нормальной приемистости скважины. Невысокая начальная вязкость композиции (3-15 мПа⋅с) до момента окончания индукционного периода гелеобразования способствует легкой прокачке в пласт и созданию обширного водоизоляционного экрана.

После продавливания водоизоляционного состава в пласт осуществляют промывку ствола скважины раствором пресной воды и выдерживают технологическую паузу в течение 4-8 часов. После проводят промывку скважины, затем скважину останавливают на технологическую паузу продолжительностью 20-30 часов. За указанный промежуток времени состав полностью переходит из жидкого в гелеобразное состояние и создает водонепроницаемый экран в промытых водой интервалах продуктивного пласта, снижает его неоднородность и тем самым выравнивает профиль приемистости нагнетательной скважины или сокращает объем поступающей в скважину воды.

Данные положения подтверждаются результатами фильтрационных экспериментов, проведенных при термобарических условиях, которые показывают уменьшение проницаемости водонасыщенного и сохранения фильтрационных характеристик нефтенасыщенного образца керна. Исследования проводились в соответствии с ОСТ 39-235-89 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной фильтрации».

Способ иллюстрируется следующим примером конкретного выполнения.

Пример. Производят операцию по выравниванию приемистости нагнетательной скважины с приемистостью 150 м3/сут. Максимальный расход при закачке водоизоляционного состава составит 120-135 м3/сут. Для выравнивания профиля приемистости закачивают водоизоляционный состав в объеме, равном одному объему призабойной зоны пласта (120 м3 по данным гидродинамических исследований). Необходимо подобрать состав для водоизоляции пласта, температура которого равна 70°С. Для данных условий выбирают гелеобразующий состав, содержащий 5% силиката натрия, 0,05% окиси цинка и 0,5% ацетата хрома. Перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, содержащую тетранатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон «В» в количестве 0,03 мас.% в объеме 1,3 поровых объема изолируемого интервала продуктивного пласта. При этом индукционный период составит около 282 минуты при пластической прочности образуемого геля, равной 2089 Па, что является достаточным для эффективной водоизоляции обводненного интервала. С учетом невысокого значения индукционного периода можем принять достаточной технологическую паузу равной 20 часам.

Предлагаемые для реализации композиции гелеобразующих составов характеризуются низкой коррозионной активностью. При необходимости данные модификации гелеобразующего состава могут быть эффективно разрушены в пластовых условиях с помощью 10-20% растворов гидроксида натрия.

После прокачки раствора щелочи производят повторную промывку пресной водой ствола скважины. Далее скважина закрывается на 20-30 часов для выдерживания технологической паузы, необходимой для набора водоизоляционным составом максимальной прочности.

Технический результат способа выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины заключается в повышении эффективности вытеснения нефти из пласта, снижении добычи попутно добываемой воды за счет отключения высокообводненных пластов в добывающих скважинах либо повышении коэффициента нефтеотдачи за счет роста коэффициента охвата пласта заводнением и подключении нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков благодаря перераспределению потоков нагнетаемой воды при обработке нагнетательных скважин.

Основные характеристики водоизоляционного состава на основе силиката натрия с концентрацией 5 мас.%, ацетата хрома с концентрацией в диапазоне 0,3-1,8 мас.%, отходов производства цеолитовых катализаторов (ОПЦК) с концентрацией 0,1 мас.%, оксида магния с концентрацией в диапазоне 0,03-0,07 мас.%, воды (остальное) при температуре 70°С.

Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего силикат натрия, ацетат хрома и воду, установку индукционного периода гелеобразующего состава при пластовой температуре, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу, отличающийся тем, что по первому варианту в водный раствор вводят оксид цинка и в качестве наполнителя - древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Силикат натрия 0,5-10
Ацетат хрома 0,3-1,8
Оксид цинка 0,03-0,07
Древесная мука 0,001-3,0

Вода остальное,

а по второму варианту в водный раствор вводят оксид магния и в качестве наполнителя - отходы производства цеолитовых катализаторов (ОПЦК) при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Силикат натрия 0,5-10
Ацетат хрома 0,3-1,8
Оксид магния 0,03-0,07
ОПЦК 0,1-5,0

Вода остальное,

при этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды в объеме 1,0-1,5 поровых объема, содержащую тетранатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон «В» в количестве 0,01-0,05 мас. %, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 4-8 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 20-30 часов, затем скважину запускают в эксплуатацию.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти практическое применение при проведении водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах для изоляции притока подошвенных вод.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к проведению ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах включает 94,5 об.% гидрофобной кремнийорганической жидкости ГКЖ-11 Н, 4,7 об.% полимера Polydia и 0,8 об.% медного купороса.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к изоляции водопритоков в горизонтальных участках скважин. Способ изоляции притока пластовых вод в необсаженном горизонтальном участке ствола нефтедобывающей скважины включает извлечение внутрискважинного оборудования, проведение геофизических исследований в необсаженном горизонтальном участке ствола скважины, определение интервала притока воды из водоносного горизонта и спуск на гибкой трубе компоновки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах. Способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине включает глушение скважины, извлечение внутрискважинного оборудования, спуск и установку пакер-пробки до подошвы обводнившегося пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу отсечения конуса подошвенной воды для ограничения водопритоков в нефтяных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет решить задачу предупреждения притока подошвенных вод в горизонтальном участке нефтедобывающей скважины малой протяженности.

Предложены варианты насосной системы и способ добычи текучих сред из пласта с использованием скважины. Система содержит вертикальную секцию с обсадной колонной, определяющей затрубное пространство, переходную секцию и горизонтальную секцию, и эксплуатационную колонну, имеющую вертикальную секцию и горизонтальную секцию.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ограничения и изоляции водопритоков. Технический результат - повышение эффективности и надежности изоляции зон водопритоков за счет возможности сохранения коллекторских свойств продуктивной части ствола.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для снижения интенсивности притока воды в скважину. Технический результат - упрощение способа и повышение его экономической эффективности.
Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано при эксплуатации скважин, в частности, для выравнивания профиля притока флюида по длине скважины.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.

Изобретение относится к композициям и жидкостям, используемым при обработке скважин гидравлическим разрывом. Гелевая композиция, содержащая акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый диальдегидом, полученная смешиванием акриламидного полимера или сополимера с диальдегидом в водном растворе при рН в диапазоне от приблизительно 9,0 до приблизительно 11, где акриламидный полимер или сополимер имеет заряд в пределах от приблизительно 15 до приблизительно 35 мол.%, а молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в пределах примерно больше, чем от приблизительно 1,1 до приблизительно 2,0.

Группа изобретений относится к обработке подземного пласта и, в том числе, его гидроразрыва, исключающей нарушение свойств пласта и предусматривающей использование потоков разбавленной жидкости и высоконагруженной жидкости.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Сущность изобретения заключается в том, что способ включает последовательную закачку в призабойную зону пласта активной пачки и продавочной жидкости.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных нефтяных пластов на последних стадиях разработки. Применение коагулянта, полученного из титансодержащей руды лейкоксен, в виде его 1-30%-ной водной суспензии для обработки обводненного нефтяного пласта путем закачки ее в указанный нефтяной пласт при общем объеме закачки 600-3600 м3 циклами с количеством циклов 3-5, временем выдержки между циклами 36-72 часа, после окончания последнего периода выдержки в пласт продолжают нагнетание подтоварной воды, буровых сточных вод, воды из любого природного источника, резервуара или специально приготовленных дисперсий на основе древесной муки, глинопорошка, доломита, известняка и других материалов тонкого помола, с содержанием в своем составе не менее 1000 мг/дм3 тонкодисперсных взвесей, концентрация которых в воде достаточна для образования в пласте в зонах с повышенной проницаемостью в течение короткого времени - от одного до четырех месяцев при коагуляции взвесей коагулянтом, барьеров путем заполнения взвесями 0,1-0,3 поровых объемов высокопроницаемой среды в зоне расположения коагулянта.

Изобретение относится к подземным операциям и, в частности, к введению флюидов, содержащих печную пыль, в ствол скважины через компоновку низа бурильной колонны. Технический результат – повышение эффективности способа за счет сокращения времени на бурение, крепление и цементирование с вытесняющими жидкостями.

Изобретение относится к области нефтедобычи. В способе увеличения добычи нефти, включающем закачку в пласт через скважину водной гелевой дисперсии, полученной смешением с водой порошкообразной композиции, содержащей обработанный ионизирующим излучением полиакриламид - ПАА и неорганическую соль многовалентного металла, смешение осуществляют непосредственно перед закачкой в пласт в проточном буферном объеме, соответствующем объему скважины, используют ПАА, обработанный ионизирующим излучением дозой 1-15 кГр, в качестве указанной соли - сульфат или хлорид алюминия или хрома при следующем их соотношении, мас.%: указанная соль алюминия или хрома 1-10, указанный ПАА - остальное, при содержании, мас.%: указанная композиция 0,5-3,0, пластовая вода – остальное, и времени контакта указанных композиции и воды в буферном объеме, определяемом условием по формуле где t - время контакта композиции и воды в буферном объеме, ч; Т - время равновесного набухания гелевой дисперсии в буферном объеме; Q - скорость закачки, м3/ч; V - буферный объем, м3.

Изобретение относится к композициям поверхностно-активных веществ для использования при обработке и извлечении ископаемого флюида из подземного пласта, их получению и использованию.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости, заводненных нефтяных пластов путем регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения исследований по оценке влияния химического реагента на свойства продукции скважин.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в добывающие скважины либо для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта гелеобразующими составами за счет повышения прочности указанных составов и снижение энергетических затрат путем сокращения индукционного периода гелеобразования. В способе выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины, включающем закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего силикат натрия, ацетат хрома и воду, установку индукционного периода гелеобразующего состава при пластовой температуре, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу, по первому варианту в водный раствор вводят оксид цинка и в качестве наполнителя - древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.: силикат натрия 0,5-10, ацетат хрома 0,3-1,8, оксид цинка 0,03-0,07, древесная мука 0,001-3,0, вода остальное, а по второму варианту в водный раствор вводят оксид магния и в качестве наполнителя - отходы производства цеолитовых катализаторов - ОПЦК при следующем соотношении компонентов, мас.: силикат натрия 0,5-10, ацетат хрома 0,3-1,8, оксид магния 0,03-0,07, ОПЦК 0,1-5,0, вода - остальное, при этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды в объеме 1,0-1,5 поровых объема, содержащую тетранатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон «В» в количестве 0,01-0,05 мас., индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 4-8 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 20-30 часов, затем скважину запускают в эксплуатацию. 1 пр., 1 табл.

Наверх