Способ термокислотной обработки нефтегазоносных пластов (варианты)

Группа изобретений относится к области добычи нефти. Технический результат – повышение эффективности и безопасности способа термокислотной обработки призабойной зоны, регулирование скорости нейтрализации кислоты. Способ термокислотной обработки нефтегазоносных пластов, имеющих температуру 20-160°С, по первому варианту характеризуется тем, что в зону реагирования в контейнере на насосно-компрессорных трубах НКТ спускают металлический магний или алюминий, или цинк в виде стержней диаметром 30-35 мм и длиной до 1000 мм или в виде гранул, затем закачивают нитрат аммония в виде гомогенного 50-70%-ного водного раствора, продавливают раствор нитрата аммония водой или нефтью в продуктивный пласт, затем закачивают 15-20%-ную соляную кислоту в количестве 110-120 частей на одну часть магния или алюминия, или цинка, продавку раствора нитрата аммония в продуктивный пласт осуществляют для удаления друг от друга на расстояние 4-15 м реакционных зон - зоны образования водорода взаимодействием магния или алюминия, или цинка с соляной кислотой и зоны восстановления нитрата аммония до нитрита аммония и одновременного разложения образующегося нитрита аммония на азот и воду. Способ по второму варианту характеризуется тем, что закачивают в скважину водный гель-раствор нитрата аммония с полиакриламидом с одновременным вводом в него расчетного количества порошка магния или алюминия, или цинка, продавливают раствор нитрата аммония водой или нефтью, затем закачивают 15-20%-ную соляную кислоту в количестве 110-120 частей на одну часть магния или алюминия, или цинка, продавку раствора нитрата аммония в продуктивный пласт осуществляют для удаления друг от друга на расстояние 4-15 м реакционных зон - зоны образования водорода взаимодействием магния или алюминия, или цинка с соляной кислотой и зоны восстановления нитрата аммония до нитрита аммония и одновременного разложения образующегося нитрита аммония на азот и воду. 2 н.п. ф-лы, 2 пр.

 

Изобретение относится к области добычи нефти, в частности, к повышению нефтеотдачи из продуктивных пластов, имеющих температуру от 20° до 160°С.

Известен способ обработки призабойной зоны нефтеносного пласта парогазовой смесью водорода и воды, образующихся при взаимодействии металлического магния с 15-20%-й соляной кислотой.(И.Т Мищенко. Скважинная добыча нефти. «Нефть и Газ. 2007 г» УДК 622.276.5 стр. 253-256)

Этот способ оказался недостаточно эффективным, так как в процессе прокачки холодного 25-20%-го раствора соляной кислоты через слой магния температура реакционной зоны, предварительно нагретой до 180-200° быстро снижается до 100 и даже до 70-60°С.

Известен способ использование бинарных смесей нитрата аммония и нитрита натрия для повышения температуры нефтеносного пласта до 190-200°С при давлении до 220 атм. оказалось эффективным на тех пластах, температура которых относительно низкая, не выше 30°-40°С. Основной причиной такого ограничения является составов на основе бинарных смесей нитрата аммония и нитрита натрия, у которого является относительно низкая температура начала интенсивного разложения 50-60°С нитрита аммония.

В то же время в различных нефтегазоносных регионах имеются нефтеносные пласты с температурой выше 80-100°С. Использование бинарных смесей в таких скважинах невозможно из-за повышенной опасности спонтанного, неуправляемого разложения этих смесей. (Патент РФ 2525386.).

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ совместной закачки смеси гранулированного магния с нитратом аммония (SU 640023). Данный способ принят за прототип.

В этом способе смесь аммиачную селитру и гранулированный магний или его опилки в жидкости на углеводородной основе и подают в пласт. Затем в пласт закачивают соляную кислоту.

Основным недостатком такого способа генерирования тепла и газов является высокая опасность, так как смесь безводного нитрата аммония, магния и углеводородов представляет собой взрывчатое вещество.

Экспериментальная проверка на стендовой установке с использованием смесей нитрата аммония, нитрита натрия, машинного масла (углеводорода) и пропанта показала, что при подаче 18% соляной кислоты в такую смесь произошел сильный взрыв, разрушивший реактор.

Вторая опасность использования режимов, рекомендованных в прототипе, состоит в возможности образования газообразных взрывчатых смесей типа «гремучий газ". Это обусловлено тем, что при подаче соляной кислоты в смесь магния и селитры наиболее быстрой реакцией является образовании водорода, который при смешении с кислородом воздуха или с такими высокоактивными окислителями как моно- или диоксид азота образуют взрывоопасные смеси способные прорваться на поверхность и совершить разрушительные воздействия.

Существенным недостатком прототипа является сложность закачивания в пласт суспензии селитры, магния и углеводородов, так как ни селитра, ни магний в углеводородах не растворимы. Поэтому жидкая углеводородная фаза легко сепарируется в призабойной зоне скважины, соответственно равномерный прогрев пласта на удаленную его зону в таких условиях невозможен.

Эти принципиальные недостатки прототипа устраняются в предлагаемом изобретении.

Задачей изобретения является - создание эффективного и безопасного способа термокислотной обработки призабойной зоны нефтегазодобывающей скважины с регулируемой скоростью нейтрализации кислоты.

Указанная задача достигается тем, что предлагается способ термокислотной обработки нефтегазоносных пластов, имеющих температуру 20-160°С, характеризующийся тем, что в зону реагирования в контейнере на насосно-компрессорных трубах НКТ спускают металлический магний или алюминий, или цинк в виде стержней диаметром 30-35 мм и длиной до 1000 мм или в виде гранул, затем закачивают нитрат аммония в виде гомогенного 50-70%-ного водного раствора, продавливают раствор нитрата аммония водой или нефтью в продуктивный пласт, затем закачивают 15-20%-ую соляную кислоту в количестве 110-120 частей на одну часть магния или алюминия, или цинка, продавку раствора нитрата аммония в продуктивный пласт осуществляют для удаления друг от друга на расстояние 4-15 метров реакционных зон - зоны образования водорода взаимодействием магния или алюминия, или цинка с соляной кислотой и зоны восстановления нитрата аммония до нитрита аммония и одновременного разложения образующегося нитрита аммония на азот и воду.

И способ термокислотной обработки нефтегазоносных пластов, имеющий температуру 20-160°С, характеризующийся тем, что закачивают в скважину водный гель-раствор нитрата аммония с полиакриламидом с одновременным вводом в него расчетного количества порошка магния или алюминия, или цинка, продавливают раствор нитрата аммония водой или нефтью, затем закачивают 15-20%-ую соляную кислоту в количестве 110-120 частей на одну часть магния или алюминия, или цинка, продавку раствора нитрата аммония в продуктивный пласт осуществляют для удаления друг от друга на расстояние 4-15 метров реакционных зон - зоны образования водорода взаимодействием магния или алюминия, или цинка с соляной кислотой и зоны восстановления нитрата аммония до нитрита аммония и одновременного разложения образующегося нитрита аммония на азот и воду.

В способе термокислотной обработки нефтегазоносных пластов, имеющих повышенную температуру 20-160°С, в призабойной зоне скважины размещается в контейнере металлический магний или алюминий, или цинк и по насосно-компрессорным трубам производится последовательная прокачка через него водных растворов нитрата аммония и соляной кислоты. Последовательность такой закачки растворов исключает образования взрывоопасных смесей газообразного водорода с кислородом воздуха или с другими высокоактивными окислителями такими, как моно- или диоксид азота. В предлагаемом способе реакционные зоны образования водорода при взаимодействии металлического магния или алюминия, или цинка с раствором соляной кислоты и зона восстановления нитрата аммония до нитрита аммония и одновременного разложения образующегося нитрита аммония на азот и воду осуществляется в зонах, удаленных одна от другой на расстояние 4-15 метров.

Первоначально в зону реагирования в контейнере на НКТ спускают металлический магний или алюминий, или цинк, в виде стержней диаметром 30-35 мм и длиной до 1000 мм или в виде крупных гранул

После установки на устье скважины фонтанной арматуры в скважину последовательно закачивают нитрат аммония, в виде гомогенного 50-70%-ного водного раствора в объеме, достаточном для протекания реакции и продавливают его в удаленную зону пласта. При этом для разделения реакционных зон продавливают раствор нитрата аммония водой или нефтью. Для получения водорода используют 15-20%-ую соляную кислоту в количестве 110-120 частей на одну часть магния или цинка, или алюминия.

Согласно предлагаемому способу исключается образование взрывоопасных смесей на забое скважины в зоне размещения магния или алюминия, или цинка. Образования водорода на забое скважины происходит при контакте раствора соляной кислоты с магнием или с алюминием, или с цинком после того, как водный раствор нитрата аммония был удален из зоны реакции в продуктивный пласт, а реакция восстановления нитрата аммония до нитрита аммония происходит, когда образованный водород вместе с раствором соляной кислоты при прокачке проникает в призабойную удаленную зону пласта и смешивается там с раствором нитрата аммония.

Реакции образования водорода в призабойной зоне взаимодействием соляной кислоты с магнием или алюминием, или цинком описываются следующими уравнениями:

Восстановление нитрата аммония в нитрит аммония происходит в зоне удаленной от призабойной зоны на расстоянии 4-15 метров и описывается следующим уравнением:

NH4NO3+2Н→H2O+NH4NO2

Образовавшийся нитрит аммония в этой удаленной зоне очень быстро разлагается на азот и воду:

NH4NO2→2H2O+N2+75,1 ккал/моль

Водород, образовавшийся в призабойной зоне, в результате реакции с нитратом аммония в удаленной зоне образует инертный газ - азот, не способный образовывать взрывоопасные смеси с кислородом воздуха. Благодаря этому процесс термокислотной обработки становится безопасным.

Реакции восстановления нитрата аммония и разложение нитрита аммония катализируется кислотами. Хлористый водород является очень активным катализатором. В зону пласта, пропитанного водным раствором нитрата аммония, поступает паровоздушная смесь, состоящая из атомарного водорода, молекулярного водорода паров воды и паров хлористого водорода. Хлористый водород, переносимый парами воды из зоны образования водорода в зону водного раствора нитрата аммония, выполняет функцию катализатора восстановления и катализатора разложения нитрита аммония.

Водород, образовавшийся в реакции соляной кислоты с магнием или с алюминием, или с цинком в момент образования находится в атомарном состоянии, которое отличается повышенной проницаемостью в самые тонкие поры и трещины пласта. Благодаря этому полнота использования энергетического потенциала реагентов существенно увеличивается.

Разделение зон образования водорода и зоны образования и разложения нитрита аммония обеспечивают продавливанием 50-70%-ного водного раствора нитрата аммония углеводородами или водой в удаленную зону пласта, который может иметь любую температуру в диапазоне 20°-160°С.

Высокая скорость разложения нитрита аммония в присутствии хлористого водорода не позволяет накапливаться атомарному и молекулярному водороду в растворе нитрата аммония и создавать взрывоопасную концентрацию.

Соотношение между магнием или цинком, или алюминием и соляной кислотой, рекомендованное нами составляет 110-120 массовых частей на одну массовую часть металла. С учетом концентрации соляной кислоты это соответствует 10-12 кратному избытку от теоретически необходимого. Избыток соляной кислоты выполняет функцию растворения карбонатных отложений в порах и трещинах пласта.

Принимая во внимание, что реакции соляной кислоты с металлами происходят на границе раздела фаз жидкость-твердая, большое значение будет иметь площадь поверхности металла. Рекомендуется использовать стержни металлов диаметром 30-35 мм и длиной до 1000 мм или крупные гранулы.

Предлагается способ термокислотной обработки нефтегазоносных пластов, имеющих повышенную температуру от 20 до 160°С, с применением магния или алюминия, или цинк в виде порошка. Подача порошка в призабойную зону пласта производится путем закачки водного гель-раствора нитрата аммония с полиакриламидом с одновременным вводом в него расчетного количества порошка магния или алюминия, или цинка, затем продавливают раствор нитрата аммония водой или нефтью, и закачивают соляную кислоту.

В случае применения магния или алюминия, или цинка в виде порошка, подача порошка в призабойную зону пласта производится путем смешивания загущенного полиакриламидном раствора нитрата аммония через эжектор и прокачку заготовленной смеси в призабойную зону скважины.

Использование мелких порошков металлов магния или алюминия, или цинка, может сопровождаться слишком высокой скоростью газообразования. В свою очередь такая ситуация может привести к прорыву водорода на поверхность и создать взрывоопасную ситуацию. Для предотвращения опасной ситуации и образования негативной среды предлагается водный раствор нитрата аммония загелировать полиакриламидом и при подаче загелированного раствора в пласт по насосно-компрессорным трубам, на потоке вводить в него через электронное устройство эжектор порошок металлов магния или алюминия, или цинка. После чего произвести продавку раствора нитрата натрия водой или нефтью в пласт с последующей закачкой 15-20% раствора соляной кислоты, в количестве 110-120 частей на одну часть магния или алюминия, или цинка.

Продавку раствора нитрата аммония в продуктивный пласт осуществляют для удаления друг от друга на расстояние 4-15 метров реакционных зон - зоны образования водорода взаимодействием магния или алюминия, или цинка с соляной кислотой и зоны восстановления нитрата аммония до нитрита аммония и одновременного разложения образующегося нитрита аммония на азот и воду.

Осуществление предлагаемых способов рассмотрим на примерах.

Пример 1

Планируется проведения термокислотного воздействия на пласт в скважине глубиной 2500 метров, имеющая интервал перфорации мощностью 20 метров. В скважину спущены НКТ 73 мм на глубину 2470 м.

Объем НКТ 7460 литров.

Для проведения запланированных работ требуется:

Раствор нитрата аммония с плотностью 1,25 г/см3 в объеме 8 м3.

Водный раствор 16% солянойкислотывобъеме 15 м3.

Учитывая, что плотность водного раствора нитратааммония -1250 кг/м3, вес ГОС равен

1250 * 8,0 м3 = 10000 кг.

Для приготовления 8 м3 раствора нитрата аммония с концентрацией 55,5% и температурой Т = 20°С потребуется:

Нитрат аммония 4440,00 кг;
Вода 3560,00 кг (литров).

Порядок проведения работ:

- Собрать контейнер (фильтр) из НКТ 2 1/2" и заполняют его расчетным количеством магнием или алюминием, или цинком.

- Спускают контейнер с металлом на НКТ 2 1/2" на глубину 2470 м;

- Пакер устанавливают на глубине 2300 м;

- Заготавливают рабочие растворы по рецептуре, указанной выше;

- Закачивают в скважину на поглощение 8 м3 заготовленного раствора;

- Закачивают разделительную порцию воды в объеме 2 м3

- Закачивают водный раствор соляной кислоты 16%-ной в объеме 15 м3 и продавливают водой в пласт в объеме 15 м3.

- Оставляют скважину на реагирование в течении 5 часов;

- Фиксируют устьевые давления во время закачки и реагирования;

- После завершения реагирования производят сброс устьевого давления, поднимают НКТ и спускают оборудование для извлечения нефти.

Пример 2.

Планируется проведение термокислотного воздействия пласта в скважине глубиной 2500 метров, имеющая интервал перфорации мощностью 20 метров. В скважину спущены НКТ 73 мм на глубину 2470 м.

Объем НКТ 7460 литров.

Для проведения запланированных работ требуется:

Водный раствор нитрата аммония с полиакриламидном плотностью 1,30 г/см3 (температура раствора Т° = 20°С) - 8 м3.

Водный раствор 15% соляной кислоты в объеме 15 м3.

Учитывая, что плотность раствора - 1300 кг/м3, вес ГОС равен

1300 * 8,0 = 10400 кг;

Для приготовления 8 м3 водного гель-раствора нитрата аммония с полиакриламидном с концентрацией 64,8% потребуется:

Нитрат аммония 6500,00 кг;
Вода 3500,00 кг (л);
Полиакриламид 40,00 кг.

Порядок проведения работ:

- Спускают НКТ 2,5 " с воронкой на глубину 2470 м;

- Пакер устанавливают на глубине 2370 м.;

- Заготавливают рабочие растворы по рецептуре, указанной выше;

- Закачивают в скважину 8 м3 заготовленного водного раствора нитрата аммония. Закачку раствора нитрата аммония производят с одновременным вводом в него расчетного количества порошка магния или алюминия, или цинка.

- Закачивают разделительную порцию воды в объеме 5 м3;

- Закачивают водный раствор соляной кислоты (15%) в объеме 15 м3 и продавливают водой в пласт в объеме 15 м3.

- Оставляют скважину на реагирование в течении 5 часов;

- Фиксируют устьевые давления во время закачки и реагирования;

- После завершения реагирования производят сброс устьевого давления, поднимают НКТ и спускают оборудование для извлечения нефти.

Таким образом, появляется возможность безопасной работы на пластах с очень широким диапазоном температур, обусловленная высокой стабильностью водных растворов нитрата аммония в температурной области до 200°С. Это принципиальное преимущество предлагаемых способов перед всеми известными способами.

1. Способ термокислотной обработки нефтегазоносных пластов, имеющих температуру 20-160°С, характеризующийся тем, что в зону реагирования в контейнере на насосно-компрессорных трубах НКТ спускают металлический магний или алюминий, или цинк в виде стержней диаметром 30-35 мм и длиной до 1000 мм или в виде гранул, затем закачивают нитрат аммония в виде гомогенного 50-70%-ного водного раствора, продавливают раствор нитрата аммония водой или нефтью в продуктивный пласт, затем закачивают 15-20%-ную соляную кислоту в количестве 110-120 частей на одну часть магния или алюминия, или цинка, продавку раствора нитрата аммония в продуктивный пласт осуществляют для удаления друг от друга на расстояние 4-15 м реакционных зон - зоны образования водорода взаимодействием магния или алюминия, или цинка с соляной кислотой и зоны восстановления нитрата аммония до нитрита аммония и одновременного разложения образующегося нитрита аммония на азот и воду.

2. Способ термокислотной обработки нефтегазоносных пластов, имеющих температуру 20-160°С, характеризующийся тем, что закачивают в скважину водный гель-раствор нитрата аммония с полиакриламидом с одновременным вводом в него расчетного количества порошка магния или алюминия, или цинка, продавливают раствор нитрата аммония водой или нефтью, затем закачивают 15-20%-ную соляную кислоту в количестве 110-120 частей на одну часть магния или алюминия, или цинка, продавку раствора нитрата аммония в продуктивный пласт осуществляют для удаления друг от друга на расстояние 4-15 м реакционных зон - зоны образования водорода взаимодействием магния или алюминия, или цинка с соляной кислотой и зоны восстановления нитрата аммония до нитрита аммония и одновременного разложения образующегося нитрита аммония на азот и воду.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности теплового воздействия на пласт за счет увеличения времени достижения максимальной температуры разогрева реакционной смесью водных растворов нитрита натрия и сульфаминовой кислоты.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки месторождений высоковязкой нефти или природного битума горизонтальными скважинами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки месторождений высоковязкой нефти или природного битума горизонтальными скважинами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение паронефтяного отношения в 1,3 раза, увеличение добычи и охвата вытеснением за счет включения в разработку незатронутых зон и обеспечение равномерной выработкой запасов нефти с поддержанием оптимальной температуры для отбора продукции в дополнительной скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение отбора продукции пласта и коэффициента извлечения нефти по месторождению без больших затрат за счет ввода участков залежи, не охваченных прогревом и добычей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, и в частности к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла для разогрева продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума при термическом воздействии включает строительство горизонтальных расположенных друг над другом верхней - нагнетательной скважины и добывающей скважины, прогрев продуктивного пласта закачкой пара в обе скважины с созданием паровой камеры, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину с контролем температуры по всей длине, изменение зон прогрева в нагнетательной скважине при наличии температурных пиков в добывающей скважине для обеспечения равномерности прогрева паровой камеры в пласте.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума при термическом воздействии включает строительство горизонтальных расположенных друг над другом верхней - нагнетательной скважины и добывающей скважины, прогрев продуктивного пласта закачкой пара в обе скважины с созданием паровой камеры, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину с контролем температуры по всей длине, изменение зон прогрева в нагнетательной скважине при наличии температурных пиков в добывающей скважине для обеспечения равномерности прогрева паровой камеры в пласте.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение прорыва теплоносителя к подстилающим пластовым водам, увеличение коэффициента извлечения нефти, экономия энергетических ресурсов.

Группа изобретений относится к нагревателю месторождения для индуктивного нагревания геологической формации, в частности месторождения нефтеносных песков, горючих сланцев, особо тяжелой нефти или тяжелой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности теплового воздействия на пласт за счет увеличения времени достижения максимальной температуры разогрева реакционной смесью водных растворов нитрита натрия и сульфаминовой кислоты.

Настоящее изобретение относится к извлечению подземных ресурсов, таких как нефть, природный газ, сланцевый газ, при использовании гидравлического разрыва пласта. Способ извлечения подземных ресурсов с помощью нагнетания текучей среды, заполняющей рудоподводящий канал, в котором формируют трещины и далее с помощью формирования или роста трещин подземные ресурсы извлекают через трещины, в котором блокирующий гидролиз агент вводят под давлением в текучую среду, чтобы блокировать отклоняющий агент, служащий для временного перекрытия трещин, где блокирующий гидролиз агент представляет собой способную к гидролизу смолу, имеющую температуру стеклования (Tg) более низкую, чем температура окружающей среды извлечения, и способная к гидролизу смола, используемая в качестве блокирующего гидролиз агента, имеет индекс кристаллизации ΔHm не более 70 Дж/г, представленный приведенной расчетной формулой.

Изобретение относится к области крепления скважин, а именно к буферным жидкостям для очистки скважин. Технический результат - получение стабильной утяжеленной буферной жидкости на углеводородной основе, обладающей высокой моющей способностью и пониженным показателем фильтрации, позволяющей повысить качество крепления обсадных колонн скважин, пробуренных с использованием эмульсионных буровых растворов на углеводородной основе.

Настоящее изобретение относится к жидкостям для гидроразрыва подземного пласта, используемого при добыче углеводородов из подземной формации. Жидкость для гидроразрыва, содержащая в водной среде ассоциативный полимер и лабильное поверхностно-активное средство - ЛПАВ в количестве, достаточном для снижения или подавления эффекта повышения вязкости, вызванного указанным ассоциативным полимером.

Изобретение относится к биотехнологии. Штамм Gordonia amicalis 6-1, способный к генерации непосредственно в нефтяном пласте нефтевытесняющего агента - биоПАВ и снижающий содержание сероорганических соединений в нефти, депонирован во Всероссийской Коллекции Микроорганизмов ИБФМ им.

Предложен способ отбора растворителей для солюбилизации углеводородов нефти, который включает в себя смешивание от по меньшей мере 10 до 120 частей на миллион (ррm) углеводородов нефти с выбранным растворителем с образованием первого раствора; измерение оптической плотности первого раствора спектроскопическим методом с применением датчика; добавление к первому раствору сорастворителя, включающего ионную жидкость, и смешивание с образованием второго раствора; измерение оптической плотности второго раствора спектроскопическим методом с применением датчика; и определение увеличения оптической плотности второго раствора относительно первого раствора с применением блока управления, соединенного с датчиком, при этом увеличение оптической плотности составляет по меньшей мере приблизительно 70%.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к двум вариантам способа уменьшения или предотвращения роста микроорганизмов в содержащей углеводороды системе, включающей систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов.

Настоящее изобретение относится к текучей среде носителя для гидроразрыва подземного пласта. Описана текучая среда для гидроразрыва, содержащая по меньшей мере одну текучую среду носителя для гидроразрыва, содержащую по меньшей мере одно соединение линейного или разветвленного гидрофторуглерода, имеющее температуру кипения при давлении 1 атм (101325 Па) от 0°C до 65°C, а также расклинивающие наполнители.

Предложены варианты способа обработки подземной формации. Способ по одному варианту включает в себя: введение разбавленного потока, содержащего не образующее перемычку количество несущих волокон в текучей среде-носителе низкой вязкости, в линию потока высокого давления; добавление расклинивающего наполнителя в разбавленный поток для образования наполненного расклинивающим наполнителем потока; нагнетание наполненного расклинивающим наполнителем потока из линии потока высокого давления в первый разрыв; введение потока с высоким наполнением, содержащего отклоняющий агент, в линию потока высокого давления для объединения с разбавленным потоком для формирования отклоняющей суспензии; подачу отклоняющей суспензии из линии потока высокого давления в первый разрыв для отклонения потока текучей среды во второй разрыв; и нагнетание наполненного расклинивающим наполнителем потока из линии потока высокого давления во второй разрыв.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам, и может найти применение при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - высокие ингибирующие свойства и низкие значения показателя фильтрации бурового раствора. Полимерглинистый буровой раствор содержит, мас.%: бентонитовую глину 5; поливинилпирролидон PVP 6,3-10; формиат натрия 5,3-9,2; жидкое калиевое стекло 3; пеногаситель 0,1; воду остальное. 2 табл.

Группа изобретений относится к области добычи нефти. Технический результат – повышение эффективности и безопасности способа термокислотной обработки призабойной зоны, регулирование скорости нейтрализации кислоты. Способ термокислотной обработки нефтегазоносных пластов, имеющих температуру 20-160°С, по первому варианту характеризуется тем, что в зону реагирования в контейнере на насосно-компрессорных трубах НКТ спускают металлический магний или алюминий, или цинк в виде стержней диаметром 30-35 мм и длиной до 1000 мм или в виде гранул, затем закачивают нитрат аммония в виде гомогенного 50-70-ного водного раствора, продавливают раствор нитрата аммония водой или нефтью в продуктивный пласт, затем закачивают 15-20-ную соляную кислоту в количестве 110-120 частей на одну часть магния или алюминия, или цинка, продавку раствора нитрата аммония в продуктивный пласт осуществляют для удаления друг от друга на расстояние 4-15 м реакционных зон - зоны образования водорода взаимодействием магния или алюминия, или цинка с соляной кислотой и зоны восстановления нитрата аммония до нитрита аммония и одновременного разложения образующегося нитрита аммония на азот и воду. Способ по второму варианту характеризуется тем, что закачивают в скважину водный гель-раствор нитрата аммония с полиакриламидом с одновременным вводом в него расчетного количества порошка магния или алюминия, или цинка, продавливают раствор нитрата аммония водой или нефтью, затем закачивают 15-20-ную соляную кислоту в количестве 110-120 частей на одну часть магния или алюминия, или цинка, продавку раствора нитрата аммония в продуктивный пласт осуществляют для удаления друг от друга на расстояние 4-15 м реакционных зон - зоны образования водорода взаимодействием магния или алюминия, или цинка с соляной кислотой и зоны восстановления нитрата аммония до нитрита аммония и одновременного разложения образующегося нитрита аммония на азот и воду. 2 н.п. ф-лы, 2 пр.

Наверх