Способ извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. По одному варианту в способе извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем приготовление и закачку в пласт мицеллярного раствора - МР, содержащего углеводородную жидкость - УЖ, поверхностно-активное вещество - ПАВ, изопропиловый спирт и пресную воду, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины - НПНС при начальном давлении закачки и минерализацию воды - МВ, при НПНС 100-250 м3/сут и МВ 0,15 г/дм3 закачивают МР в объеме 2-10 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта - м3/м ТПП, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, или водный раствор смеси олигомеров C810 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 %, или алкилполиглюкозид C810 при следующем соотношении компонентов, мас. %: УЖ - 25,0-40,0, указанное ПАВ- 10,0-20,0, изопропиловый спирт - 1,0-10,0, пресная вода - остальное, после чего закачивают оторочку водного раствора полиакриламида – ПАА, содержащего, мас. %: ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - остальное, при соотношении указанных раствора и оторочки 1:(1-10) по объему и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,15 г/дм3 в объёме 15 м3 . По другому варианту в указанном способе при НПНС 250-600 м3/сут и МВ 0,15 г/дм3 закачивают оторочку водной дисперсии древесной муки – ВДДМ с концентрацией 0,5-3,0 мас. % или водного раствора ПАА с глинопорошком - ГП, содержащего, мас. %: ПАА - 0,01-1,0, ГП - 1-10, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - остальное, или водного раствора ПАА с хромокалиевыми квасцами - ХКК, содержащего, мас. %: ПАА - 0,1-1,0, ХКК - 0,005-0,3, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - остальное, до увеличения давления закачки на 5-20 % от начального давления закачки - НДЗ, затем закачивают указанный выше МР в объеме 2-10 м3/м ТПП, затем закачивают оторочку водного раствора ПАА, содержащего, мас. %: ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - остальное, при соотношении указанных раствора и оторочки 1:(1-10) по объёму и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,15 г/дм3 в объёме 15 м3. По третьему варианту в указанном способе при НПНС 100-250 м3/сут и МВ 0,5-300 г/дм3 закачивают оторочку пресной воды в объёме 15 м3, затем МР в объеме 2-10 м3/м ТПП, затем оторочку водного раствора ПАА, содержащего, мас. %: ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,5-300 г/дм3 - остальное, при соотношении указанных раствора и оторочки 1:(1-10) по объему и продавливают водой с минерализацией 0,5-300 г/дм3 в объёме 15 м3. По четвертому варианту в указанном способе при НПНС 250-600 м3/сут и МВ 0,5-300 г/дм3 закачивают оторочку ВДДМ с концентрацией 0,5-3,0 мас. % или водного раствора ПАА с ГП, содержащего, мас. %: ПАА - 0,01-1,0, ГП - 1-10, вода с минерализацией 0,5-300 г/дм3 - остальное, или водного раствора ПАА с ХКК, содержащего, мас. %: ПАА - 0,1-1,0, ХКК - 0,005-0,3, вода с минерализацией 0,5-300 г/дм3 - остальное, до увеличения давления закачки на 5-20 % от НДЗ, затем закачивают оторочку пресной воды в объёме 15 м3, затем указанный МР в объеме 2-10 м3/м ТПП, затем закачивают оторочку водного раствора ПАА, содержащего, мас. %: ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,5-300 г/дм3 - остальное, при соотношении указанны раствора и оторочки 1:(1-10) по объему и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,5-300 г/дм3 в объёме 15 м3. Технический результат - увеличение нефтеизвлечения, повышение эффективности охвата пласта воздействием и расширение технологических возможностей способа. 4 н.п. ф-лы, 4 пр., 8 табл.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.

Известен способ разработки неоднородного пласта, включающий предварительную изоляцию высокопроницаемых зон пласта закачкой мелкодисперсных твердых частиц и дальнейшее вытеснение нефти с помощью мицеллярного раствора, содержащего водорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ), маслорастворимое ПАВ, углеводородную жидкость и воду (пат. RU № 2138626, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.09.1999 г., Бюл. № 36).

Известен способ добычи нефти с применением мицеллярной смеси, содержащей углеводород, ПАВ, спирт и воду (пат. RU №1473721, МПК Е21В 43/22, опубл. 15.04.1999 г., Бюл. №14), способной образовывать микроэмульсии с минерализованной водой.

Недостатком указанных способов является низкая эффективность их применения в неоднородных по проницаемости пластах, так как используемый состав способствует недостаточному блокированию высокопроницаемых зон пласта, и в результате нефтеотдача остается незначительной.

Известен способ, в котором используют микроэмульсию для добычи нефти (пат. RU № 2382065, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.02.2010 г., Бюл. №5), содержащую ПАВ - продукт нейтрализации олеиновой кислоты полиэтиленполиамином, олеиновую кислоту, изопропиловый спирт, керосин и воду.

Недостатком данного способа является низкая эффективность вытеснения нефти из пластов вследствие высокой вязкости микроэмульсий. Применение вязких микроэмульсий препятствует продвижению состава вглубь пласта и не способствует увеличению охвата пласта вытеснением.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (Сургучев М.Л., Шевцов В.А., Сурина В.В. Применение мицеллярных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов. - М., «Недра», 1977. - С. 16), включающий мицеллярный раствор, содержащий углеводородную жидкость, ПАВ изопропиловый спирт и пресную воду. В качестве углеводородной жидкости используют керосин, в качестве ПАВ - нефтяной сульфонат.

Недостатком известного способа является низкая эффективность применения из-за недостаточного вовлечения в разработку ранее не охваченных воздействием нефтенасыщенных зон пласта вследствие того, что мицеллярный раствор будет фильтроваться по наиболее проницаемым пропласткам, имеющим низкое фильтрационное сопротивление. В результате снижается охват пласта воздействием, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.

Техническими задачами предложения являются увеличение нефтеизвлечения и снижение обводненности добываемой продукции за счет вовлечения в разработку ранее не охваченных воздействием нефтенасыщенных зон пласта, повышение эффективности охвата пласта воздействием и расширение технологических возможностей способа.

Технические задачи решаются способом извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающим закачку в пласт мицеллярного раствора, содержащего углеводородную жидкость, поверхностно-активное вещество - ПАВ, изопропиловый спирт и пресную воду.

По первому варианту новым является то, что предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки и минерализацию воды, при приемистости нагнетательной скважины 100-250 м3/сут и минерализации воды 0,15 г/дм3 закачивают в пласт мицеллярный раствор в объеме 2-10 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, или водный раствор смеси олигомеров C810 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 % при следующем соотношении компонентов, мас. %:

- углеводородная жидкость - 25,0-40,0;

- оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, или водный раствор смеси олигомеров C810 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 % - 10,0-20,0;

- изопропиловый спирт - 1,0-10,0;

- пресная вода - остальное,

после закачки в пласт мицеллярного раствора закачивают оторочку водного раствора полиакриламида - ПАА при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА -0,1-1,5, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - остальное, при этом указанные раствор и оторочку закачивают в объёмном соотношении 1:(1-10) и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,15 г/дм3 в объёме 15м3.

По второму варианту новым является то, что предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки и минерализацию воды, при приемистости нагнетательной скважины 250-600 м3/сут и минерализации воды 0,15 г/дм3 закачивают в пласт оторочку водной дисперсии древесной муки с концентрацией 0,5-3,0 мас. % или водного раствора полиакриламида - ПАА с глинопорошком при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,01-1,0, глинопорошок - 1-10, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - остальное, или водного раствора ПАА с хромокалиевыми квасцами при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1-1,0, хромокалиевые квасцы - 0,005-0,3, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - остальное, до увеличения давления закачки на 5-20 % от начального давления закачки, затем закачивают в пласт мицеллярный раствор в объеме 2-10 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и ал-килдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, или водный раствор смеси олигомеров C810 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 % при следующем соотношении компонентов, мас. %:

- углеводородная жидкость - 25,0-40,0;

- оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, или водный раствор смеси олигомеров С810 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 % - 10,0-20,0;

- изопропиловый спирт - 1,0-10,0;

- пресная вода — остальное,

после закачки мицеллярного раствора закачивают оторочку водного раствора ПАА при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - остальное, при этом указанные раствор и оторочку закачивают в объёмном соотношении 1:(1-10) и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,15 г/дм3 в объёме 15 м3.

По третьему варианту новым является то, что предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки и минерализацию воды, при приемистости нагнетательной скважины 100-250 м3/сут и минерализации воды 0,5-300 г/дм3 закачивают в пласт оторочку пресной воды в объёме 15 м3, затем закачивают в пласт мицеллярный раствор в объеме 2-10 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтили-

рования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, или водный раствор смеси олигомеров С810 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 % при следующем соотношении компонентов, мас. %:

- углеводородная жидкость - 25,0-40,0;

- оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, или водный раствор смеси олигомеров С810 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 % - 10,0-20,0;

- изопропиловый спирт - 1,0-10,0;

- пресная вода - остальное,

после закачки в пласт мицеллярного раствора закачивают оторочку водного раствора полиакриламида - ПАА при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,5-300 г/дм3 - остальное, при этом указанные раствор и оторочку закачивают в объёмном соотношении 1:(1-10) и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,5-300 г/дм3 в объёме 15м3.

По четвертому варианту новым является то, что предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки и минерализацию воды, при приемистости нагнетательной скважины 250-600 м3/сут и минерализации воды 0,5-300 г/дм3 закачивают в пласт оторочку водной дисперсии древесной муки с концентрацией 0,5-3,0 мас. % или водного раствора полиакриламида - ПАА с глинопорошком при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА-0,01-1,0, глинопорошок - 1-10, вода с минерализацией 0,5-300 г/дм3 - остальное, или водного раствора ПАА с хромокалиевыми квасцами при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1-1,0, хромокалиевые квасцы - 0,005-0,3, вода с минерализацией 0,5-300 г/дм3 - остальное, до увеличения давления закачки на 5-20 % от начального давления закачки, затем закачивают в пласт оторочку пресной воды в объёме 15 м3, после закачивают в пласт мицеллярный раствор в объеме 2-10 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, или водный раствор смеси олигомеров C810 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 % при следующем соотношении компонентов, мас. %:

- углеводородная жидкость - 25,0-40,0;

- оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, или водный раствор смеси олигомеров С810 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 % - 10,0-20,0;

- изопропиловый спирт - 1,0-10,0;

- пресная вода - остальное,

после закачки в пласт мицеллярного раствора закачивают оторочку водного раствора ПАА, при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,5-300 г/дм3 - остальное, при этом указанные раствор и оторочку закачивают в объёмном соотношении 1:(1-10) и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,5-300 г/дм3 в объёме 15 м3.

Для приготовления мицеллярного раствора используют:

- углеводородную жидкость:

- керосин или керосино-газойлевую фракцию, или печное топливо, представляющие собой прозрачную, бесцветную или слегка желтоватую маслянистую жидкость, или бензолсодержащую фракцию, представляющую собой прозрачную жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета, с объемной долей бензола не менее 10 % мас.;

- оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, представляющий собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета с температурой застывания в пределах от минус 24°С до минус 20°С, усредненное число молей окиси этилена, присоединенное к молю алкилфенола, составляет 4 и 6 соответственно;

- водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, по внешнему виду представляет собой жидкость от светло-желтого до коричневого цвета с температурой застывания не выше минус 40°С;

- водный раствор смеси олигомеров С810 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 %, остаток жирных кислот не более 1 %, рН = 11,5-12,5;

- изопропиловый спирт (ГОСТ 9805-84);

- воду пресную.

Для приготовления водной дисперсии древесной муки используют:

- древесную муку (ГОСТ 16361-87);

- техническую пресную или минерализованную воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3.

Для приготовления оторочки водного раствора ПАА или водного раствора ПАА с глинопорошком, или водного раствора ПАА с хромокалиевыми квасцами используют:

- ПАА - синтетический полимер акрилового ряда отечественного или импортного производства, представляющий собой белый порошок с молекулярной массой от 5 млн. D до 12 млн. D и степенью гидролиза от 5 до 20 %;

- бентонитовый глинопорошок, представляющий собой порошок от серого до коричневого цвета, хорошо набухающий в пресной воде;

- хромокалиевые квасцы, представляющие собой порошок темно-синего цвета с содержанием основного вещества не менее 98 %;

- техническую пресную или минерализованную воду с минерализацией 0,15 до 300 г/дм3.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

По первому варианту.

Проводят подготовительные работы. Выбирают участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанные с ней добывающие скважины. Определяют текущее состояние скважин, начальную приёмистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, минерализацию закачиваемой воды, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты, толщину продуктивного пласта.

Определяют объёмы закачиваемых в пласт мицеллярного раствора и оторочки водного раствора ПАА. Объем закачки мицеллярного раствора составляет 2-10 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта. Объёмное соотношение мицеллярного раствора к оторочке водного раствора ПАА составляет 1:(1-10).

Способ осуществляют в два этапа.

Приготовление мицеллярного раствора производят непосредственно на устье скважины или в условиях химбазы путём смешения компонентов с концентрациями, мас. %: углеводородная жидкость - 25,0-40,0; оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, или водный раствор смеси олигомеров C8-C10 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 % - 10,0-20,0; изопропиловый спирт - 1,0-10,0; пресная вода - остальное.

Перемешивают мицеллярный раствор в мерной ёмкости насосного агрегата по схеме работы последнего «сам на себя» в течение времени, достаточного для получения однородного состава (10-15 мин). Степень однородности раствора определяют визуально.

На первом этапе осуществляют закачку мицеллярного раствора насосным агрегатом по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) через нагнетательную скважину в пласт до запланированных объёмов.

На втором этапе закачивают оторочку водного раствора ПАА при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - остальное.

Оторочку водного раствора ПАА готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путём подачи пресной воды (98,5-99,9 мас. %) с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой порошкообразного ПАА шнековым дозатором с концентрацией 0,1-1,5 мас. % и закачивают в пласт. После окончания закачки запланированных объемов мицеллярного раствора и оторочки водного раствора ПАА продавливают в пласт водой с минерализацией 0,15 г/дм3 в объёме 15м3.

Водный раствор ПАА обеспечивает регулирование скорости движения всей системы по пласту и увеличивает охват пласта воздействием.

По второму варианту.

Проводят подготовительные работы. Выбирают участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанные с ней добывающие скважины. Определяют текущее состояние скважин, начальную приёмистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, минерализацию закачиваемой воды, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты, толщину продуктивного пласта.

Определяют объёмы закачиваемых в пласт мицеллярного раствора и оторочки водного раствора ПАА. Объем закачки мицеллярного раствора составляет 2-10 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта. Объёмное соотношение мицеллярного раствора и оторочки водного раствора ПАА составляет 1:(1-10).

Способ осуществляют в три этапа.

На первом этапе проводят закачку оторочки водной дисперсии древесной муки с концентрацией 0,5-3,0 мас. % или водного раствора ПАА с глинопорошком при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,01-1,0, глинопорошок - 1-10, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - остальное, или водного раствора ПАА с хромокалиевыми квасцами при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1-1,0, хромокалиевые квасцы - 0,005-0,3, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - остальное, до увеличения давления закачки на 5-20 % от начального давления закачки.

Оторочки водной дисперсии древесной муки или водного раствора ПАА с глинопорошком, или водного раствора ПАА с хромокалиевыми квасцами готовят следующим образом:

1. Оторочку водной дисперсии древесной муки готовят непрерывно в смесительной ёмкости установки путём подачи воды с минерализацией 0,15 г/дм3, поступающей по водоводу с КНС на вход струйного насоса. Древесную муку с концентрацией 0,5-3,0 мас. % засыпают в бункер с мешалкой (узел загрузки), снабженный шнековым дозатором, предназначенным для дозирования и подачи сыпучих реагентов в струйный насос. Из смесительной ёмкости приготовленную водную дисперсию древесной муки насосом высокого давления (насосным агрегатом) закачивают по колонне НКТ в пласт через нагнетательную скважину.

2. Оторочку водного раствора ПАА с глинопорошком готовят непрерывно в промежуточной емкости установки типа КУДР путём подачи воды с минерализацией 0,15 г/дм3 (89,0-98,99 мас. %), поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой порошкообразных ПАА с концентрацией 0,01-1,0 мас. % и глинопорошка с концентрацией 1-10 мас. % шнековыми дозаторами и закачивают по колонне НКТ в пласт через нагнетательную скважину.

3. Оторочку водного раствора ПАА с хромокалиевыми квасцами готовят непрерывно в промежуточной емкости установки типа КУДР путём подачи воды с минерализацией 0,15 г/дм3 (98,7-99,895 мас. %), поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой порошкообразного ПАА с концентрацией 0,1-1,0 мас. % шнековым дозатором и последующим введением в промежуточную емкость хромокалиевых квасцов с концентрацией 0,005-0,3 мас. % через дозировочный насос. Приготовленный раствор насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ в пласт через нагнетательную скважину.

На втором этапе проводят закачку мицеллярного раствора.

Приготовление мицеллярного раствора производят непосредственно на устье скважины или в условиях химбазы путем смешения компонентов с концентрациями, мас. %: углеводородная жидкость - 25,0-40,0; оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, или водный раствор смеси олигомеров C8-C10 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 % - 10,0-20,0 - 10,0-20,0; изопропиловый спирт - 1,0-10,0; пресная вода -остальное.

Перемешивают мицеллярный раствор в мерной ёмкости насосного агрегата по схеме работы последнего «сам на себя» в течение времени, достаточного для получения однородного состава (10-15 мин). Степень однородности раствора определяют визуально.

Затем осуществляют закачку мицеллярного раствора насосным агрегатом по колонне НКТ через нагнетательную скважину в пласт до запланированных объёмов.

На третьем этапе закачивают оторочку водного раствора ПАА при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,15 г/дм3- остальное.

Оторочку водного раствора ПАА готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путём подачи воды с минерализацией 0,15 г/дм3 (98,5-99,9 мас. %), поступающей по водоводу с КНС на вход струйного насоса, с одновременной дозировкой порошкообразного ПАА шнековым дозатором с концентрацией 0,1-1,5 мас. % и закачивают в пласт. После окончания закачки запланированных объемов мицеллярного раствора и оторочки водного раствора ПАА продавливают в пласт водой с минерализацией 0,15 г/дм3 в объёме 15м3.

По третьему варианту.

Проводят подготовительные работы. Выбирают участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанные с ней добывающие скважины. Определяют текущее состояние скважин, начальную приёмистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, минерализацию закачиваемой воды (0,5-300 г/дм3), максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты, толщину продуктивного пласта.

Определяют объёмы закачиваемых в пласт мицеллярного раствора и оторочки водного раствора ПАА. Объем закачки мицеллярного раствора составляет 2-10 м3 на 1 м толщины пласта. Объёмное соотношение мицеллярного раствора и оторочки водного раствора ПАА составляет 1:(1-10).

Способ осуществляют в три этапа.

На первом этапе проводят закачку оторочки пресной воды с автоцистерн в объёме 15 м3 с целью предохранения мицеллярного раствора от разрушения и устранения влияния солей, присутствующих в породе и в пластовой воде.

На втором этапе проводят закачку мицеллярного раствора.

Приготовление мицеллярного раствора производят непосредственно на устье скважины или в условиях химбазы путем смешения компонентов с концентрациями, мас. %: углеводородная жидкость - 25,0-40,0; оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, или водный раствор смеси олигомеров C8-C10 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 % - 10,0-20,0; изопропиловый спирт - 1,0-10,0; пресная вода - остальное.

Перемешивают мицеллярный раствор в мерной ёмкости насосного агрегата по схеме работы последнего «сам на себя» в течение времени, достаточного для получения однородного состава (10-15 мин). Степень однородности раствора определяют визуально.

Закачку мицеллярного раствора осуществляют насосным агрегатом по колонне НКТ через нагнетательную скважину в пласт до запланированных объёмов.

На третьем этапе закачивают оторочку водного раствора ПАА при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,5-300 г/дм3 -остальное.

Оторочку водного раствора ПАА готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путём подачи воды с минерализацией 0,5-300 г/дм3 (98,5-99,9 мас. %) с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой порошкообразного ПАА шнековым дозатором с концентрацией 0,1-1,5 мас. % и закачивают в пласт. После окончания закачки запланированных объемов мицеллярного раствора и оторочки водного раствора ПАА продавливают в пласт водой с минерализацией 0,5-300 г/дм3 в объёме 15 м3.

По четвертому варианту.

Проводят подготовительные работы. Выбирают участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанные с ней добывающие скважины. Определяют текущее состояние скважин, начальную приёмистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, минерализацию закачиваемой воды, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты, толщину продуктивного пласта.

Определяют объёмы закачиваемых в пласт мицеллярного раствора и оторочки водного раствора ПАА. Объем закачки мицеллярного раствора составляет 2-10 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта. Объёмное соотношение мицеллярного раствора и оторочки водного раствора ПАА составляет 1:(1-10).

Способ осуществляют в четыре этапа.

На первом этапе проводят закачку оторочки водной дисперсии древесной муки с концентрацией 0,5-3,0 мас. %, или водного раствора ПАА с глинопорошком при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,01-1,0, глинопорошок - 1-10, вода с минерализацией 0,5-300 г/дм3 - остальное, или водного раствора ПАА с хромокалиевыми квасцами при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1-1,0, хромокалиевые квасцы - 0,005-0,3, вода с минерализацией 0,5-300 г/дм3 - остальное, до увеличения давления закачки на 5-20 % от начального давления закачки.

Оторочку водной дисперсии древесной муки или водного раствора ПАА с глинопорошком, или водного раствора ПАА с хромокалиевыми квасцами готовят следующим образом:

1. Оторочку водной дисперсии древесной муки готовят непрерывно в смесительной ёмкости установки путём подачи воды с минерализацией 0,5-300 г/дм3, поступающей по водоводу с КНС на вход струйного насоса. Древесную муку с концентрацией 0,5-3,0 мас. % засыпают в бункер с мешалкой (узел загрузки), снабженный шнековым дозатором, предназначенным для дозирования и подачи сыпучих реагентов в струйный насос. Из смесительной ёмкости приготовленную водную дисперсию древесной муки насосом высокого давления (насосным агрегатом) закачивают по колонне НКТ в пласт через нагнета-тельную скважину.

2. Оторочку водного раствора ПАА с глинопорошком готовят непрерывно в промежуточной емкости установки типа КУДР путём подачи воды с минерализацией 0,5-300 г/дм3 (89,0-98,99 мас. %), поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой порошкообразных ПАА с концентрацией 0,01-1,0 мас. % и глинопорошка с концентрацией 1-10 мас. % шнековыми дозаторами и закачивают по колонне НКТ в пласт через нагнетательную скважину.

3. Оторочку водного раствора ПАА с хромокалиевыми квасцами готовят непрерывно в промежуточной емкости установки типа КУДР путём подачи воды с минерализацией 0,5-300 г/дм3 (98,7-99,895 мас. %), поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой порошкообразного ПАА с концентрацией 0,1-1,0 мас. % шнековым дозатором и последующим введением в промежуточную емкость хромокалиевых квасцов с концентрацией 0,005-0,3 мас. % через дозировочный насос. Приготовленный раствор насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ в пласт через нагне-тательную скважину

На втором этапе проводят закачку оторочки пресной воды с автоцистерн в объёме 15 м3 с целью предохранения мицеллярного раствора от разрушения и устранения влияния солей, присутствующих в породе и пластовой воде.

На третьем этапе проводят закачку мицеллярного раствора.

Приготовление мицеллярного раствора производят непосредственно на устье скважины или в условиях химбазы путем смешения компонентов с концентрациями, мае. %: углеводородная жидкость - 25,0-40,0; оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, или водный раствор смеси олигомеров C8-C10 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 % - 10,0-20,0; изопропиловый спирт - 1,0-10,0; пресная вода - остальное.

Перемешивают мицеллярный раствор осуществляют в мерной ёмкости насосного агрегата по схеме работы последнего «сам на себя» в течение времени, достаточного для получения однородного состава (10-15 мин). Степень однородности раствора определяют визуально. Затем осуществляют закачку мицеллярного раствора насосным агрегатом по колонне НКТ через нагнетательную скважину в пласт до запланированных объёмов.

На четвертом этапе закачивают оторочку водного раствора ПАА при следующем со-отношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,5-300 г/дм3 -остальное.

Оторочку водного раствора ПАА готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путём подачи воды с минерализацией 0,5-300 г/дм3 (98,5-99,9 мас. %), поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой порошкообразного ПАА шнековым дозатором с концентрацией 0,1-1,5 мас. % и закачивают в пласт. После окончания закачки запланированных объемов мицеллярного раствора и оторочки водного раствора ПАА продавливают в пласт водой с минерализацией 0,5-300 г/дм3 в объёме 15 м3.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1 (по первому варианту).

При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным коллектором, вы-полняют геофизические и гидродинамические исследования, выбирают участок нефтяного пласта с нагнетательной скважиной, гидродинамически связанной с добывающими скважинами, определяют начальную приёмистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки - 100 м3/сут/6,0 МПа, минерализацию закачиваемой воды - 0,15г/дм3 (табл. 1, пример 1), толщину продуктивного пласта - 10 м, обводнённость добываемой продукции - 76,8 %, дебит по нефти - 9,8 т/сут, дебит по жидкости - 42,3 т/сут, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты - 10,5 МПа (табл. 2, пример 1). Исходя из толщины продуктивного пласта рекомендованный объём мицеллярного раствора составляет 20 м3.

Мицеллярный раствор готовят следующим образом.

Приготовление мицеллярного раствора производят непосредственно на устье скважины путем смешения компонентов в мерной ёмкости насосного агрегата с концентраци-ями, мас. %: углеводородная жидкость - 25,0; оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4-10,0; изопропиловый спирт - 1,0; пресная вода - 64,0. Перемешивают мицеллярный раствор в мерной емкости насосного агрегата по схеме работы последнего «сам на себя» в течение 15 мин.

Приготовленный мицеллярный раствор закачивают в пласт насосным агрегатом по колонне НКТ через нагнетательную скважину.

Затем закачивают оторочку водного раствора ПАА в объёме 20 м3 при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - 99,9. Объёмное соотношение мицеллярного раствора к оторочке водного раствора ПАА составляет 1:1 (табл. 1, пример 1).

Оторочку водного раствора ПАА готовят в промежуточной емкости установки КУДР путём подачи воды с минерализацией 0,15 г/дм3 (99,9 мас. %) с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой порошкообразного ПАА шнековым дозатором с концентрацией 0,1 мас. % и закачивают в пласт насосным агрегатом по колонне НКТ через нагнетательную скважину.

После окончания закачки запланированных объёмов мицеллярного раствора (20 м3) и оторочки водного раствора ПАА (20 м3) их продавливают в пласт водой с минерализацией 0,15 г/дм3 в объёме 15 м3.

Проводят геофизические исследования и анализ эксплуатационных параметров добывающих скважин. В результате обработки скважин прирост нефти составил 2,7 т/сут, обводненность добываемой продукции снизилась на 6,0 % (табл. 2, пример 1).

Остальные примеры осуществления способа извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов выполнены аналогично, их результаты приведены в табл. 2. Дополнительная добыча нефти в среднем составила 1300 т, обводнённость добываемой продукции снизилась в среднем на 5,0 %.

Пример 2 (по второму варианту).

При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выбирают участок нефтяного пласта с нагнетательной скважиной, гидродинамически связанной с добывающими скважинами, определяют начальную приёмистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки - 400 м3/сут/7,2 МПа, минерализацию закачиваемой воды - 0,15 г/дм3 (табл. 3, пример 5), толщину продуктивного пласта- 5,7 м, обводненность добываемой продукции - 87,5 %, дебит по нефти - 6,9 т/сут, дебит по жидкости - 55,2 т/сут, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты - 10,5 МПа (табл. 4, пример 5).

На первом этапе закачивают в пласт оторочку водного раствора полиакриламида -ПАА с глинопорошком до увеличения давления закачки - 10 % от начального давления закачки (табл. 4, пример 5).

Оторочку водного раствора ПАА с глинопорошком готовят следующим образом.

Приготовление оторочки водного раствора ПАА с глинопорошком производят непо-средственно на устье скважины путем непрерывной подачи пресной воды, поступающей по водоводу с КНС в промежуточную емкость установки типа КУДР, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой порошкообразных ПАА и глинопорошка шнековыми дозаторами с концентрациями, мас. %: ПАА - 0,5, глинопорошок - 5, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - 94,5 (табл. 3, пример 5) и закачивают в пласт насосным агрегатом по колонне НКТ через нагнетательную скважину.

Затем закачивают в пласт мицеллярный раствор. Исходя из толщины продуктивного пласта рекомендованный объём мицеллярного раствора составляет 15 м3.

Мицеллярный раствор готовят следующим образом.

Приготовление мицеллярного раствора производят непосредственно на устье скважины путем смешения компонентов в мерной ёмкости насосного агрегата с концентрациями, мас. %: углеводородная жидкость - 32,0; оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 6 - 14; изопропиловый спирт - 5,0; пресная вода - 49 (табл. 3, пример 5). Перемешивают мицеллярный раствор в мерной емкости насосного агрегата по схеме ра-боты последнего «сам на себя» в течение 15 мин.

Приготовленный мицеллярный раствор закачивают в пласт насосным агрегатом по колонне НКТ через нагнетательную скважину.

После закачивают оторочку водного раствора ПАА в объеме 150 м3 при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,5, закачиваемая вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - 99,5. Объёмное соотношение мицеллярного раствора к оторочке водного раствора ПАА составляет 1:10 (табл. 4, пример 5).

Оторочку водного раствора ПАА готовят в промежуточной емкости установки КУДР путём подачи воды с минерализацией 0,15 г/дм3 (99,5 мас. %) с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой порошкообразного ПАА шнековым дозатором с концентрацией 0,5 мас. % и закачивают в пласт насосным агрегатом по колонне НКТ через нагнетательную скважину.

После окончания закачки запланированных объёмов мицеллярного раствора (15 м3) и оторочки водного раствора ПАА (150 м3) продавливают в пласт водой с минерализацией 0,15 г/дм3 в объёме 15м3.

Проводят геофизические исследования и анализ эксплуатационных параметров добывающих скважин. В результате обработки скважин прирост нефти составил 4,2 т/сут, обводненность добываемой продукции снизилась на 6,3 % (табл. 4, пример 5).

Остальные примеры осуществления способа извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов выполнены аналогично, их результаты приведены в

табл. 4. Дополнительная добыча нефти в среднем составила 1400 т, обводнённость добываемой продукции снизилась в среднем на 4,4 %.

Пример 3 (по третьему варианту).

При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выбирают участок нефтяного пласта с нагнетательной скважиной, гидродинамически связанной с добывающими скважинами, определяют начальную приёмистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки - 100 м3/сут/5,2 МПа, минерализацию закачиваемой воды - 300 г/дм3 (табл. 5, пример 4), толщину продуктивного пласта - 12,5 м, обводненность добываемой продукции - 85,9 %, дебит по нефти - 15,8 т/сут, дебит по жидкости - 112,6 т/сут, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты - 10 МПа (табл. 6, пример 4).

На первом этапе осуществляют закачку оторочки пресной воды с автоцистерны в объёме 15 м3.

Затем закачивают в пласт мицеллярный раствор. Исходя из толщины продуктивного пласта рекомендованный объём мицеллярного раствора составляет 25 м3.

Мицеллярный раствор готовят следующим образом.

Приготовление мицеллярного раствора производят непосредственно на устье скважины путем смешения компонентов в мерной ёмкости насосного агрегата с концентрациями, мас. %: углеводородная жидкость - 32,0; оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 6-10,0; изопропиловый спирт - 5,0; пресная вода - 53,0. Перемешивают мицеллярный раствор в мерной емкости насосного агрегата по схеме работы последнего «сам на себя» в течение 15 мин.

Приготовленный мицеллярный раствор закачивают в пласт насосным агрегатом по колонне НКТ через нагнетательную скважину.

После закачивают в пласт оторочку водного раствора ПАА в объёме 250 м3 при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,5, вода с минерализацией 300 г/дм3 - 99,5. Объёмное соотношение мицеллярного раствора к оторочке водного рас-твора ПАА составляет 1:10 (табл. 5, пример 4).

Оторочку водного раствора ПАА готовят в промежуточной емкости установки КУДР путём подачи воды с минерализацией 300 г/дм3 (99,5 мас. %) с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой порошкообразного ПАА шнековым дозатором с концентрацией 0,5 % по массе и закачивают в пласт насосным агрегатом по колонне НКТ через нагнетательную скважину.

После окончания закачки запланированных объёмов мицеллярного раствора (25 м3) и оторочки водного раствора ПАА (250 м3) продавливают в пласт водой с минерализацией 300 г/дм3 в объёме 15 м3.

Проводят геофизические исследования и анализ эксплуатационных параметров добывающих скважин. В результате обработки скважин прирост нефти составил 4,6 т/сут, обводненность добываемой продукции снизилась на 5,2 % (табл. 6, пример 4).

Остальные примеры осуществления способа извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов выполнены аналогично, их результаты приведены в табл. 6. Дополнительная добыча нефти в среднем составила 1200 т, обводнённость добываемой продукции снизилась в среднем на 4,0 %.

Пример 4 (по четвертому варианту).

При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выбирают участок нефтяного пласта с нагнетательной скважиной, гидродинамически связанной с добывающими скважинами, определяют начальную приёмистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки - 250 м3/сут/6,5 МПа, минерализацию закачиваемой воды - 100 г/дм3 (табл. 7, пример 13), толщину продуктивного пласта - 5,0 м, обводненность добываемой продукции - 89,2 %, дебит по нефти - 7,6 т/сут, дебит по жидкости - 70,5 т/сут, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты - 12 МПа (табл. 8, пример 13).

На первом этапе закачивают в пласт оторочку водного раствора ПАА с хромокалиевыми квасцами.

Оторочку водного раствора ПАА с хромокалиевыми квасцами готовят следующим образом.

Приготовление оторочки водного раствора ПАА с хромокалиевыми квасцами производят непосредственно на устье скважины в промежуточной емкости установки типа КУДР путём подачи воды с минерализацией 100 г/дм3 (99,895 мас. %), поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой порошкообразного ПАА с концентрацией 0,1 мас. % шнековым дозатором и последующим введением в промежуточную емкость хромокалиевых квасцов с концентрацией 0,005 мас. % через дозировочный насос (табл. 7, пример 13).

Приготовленную оторочку водного раствора ПАА с хромокалиевыми квасцами закачивают в пласт до увеличения давления закачки - 20 % от начального давления закачки (табл. 8, пример 13).

Затем осуществляют закачку оторочки пресной воды с автоцистерны в объёме 15 м3.

После закачивают в пласт мицеллярный раствор. Исходя из толщины продуктивного пласта рекомендованный объём мицеллярного раствора составляет 35 м3.

Мицеллярный раствор готовят следующим образом.

Приготовление мицеллярного раствора производят непосредственно на устье скважины путем смешения компонентов в мерной ёмкости насосного агрегата с концентрациями, мас. %: углеводородная жидкость - 25,0; водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. % - 10; изопропиловый спирт - 1,0; пресная вода - 64 (табл. 7, пример 13).

Перемешивают мицеллярный раствор в мерной емкости насосного агрегата по схеме работы последнего «сам на себя» в течение 15 мин.

Приготовленный мицеллярный раствор закачивают в пласт насосным агрегатом по колонне НКТ через нагнетательную скважину.

После закачивают в пласт оторочку водного раствора ПАА в объёме 35 м3 при следующем соотношении компонентов, мае. %: ПАА - 0,5, вода с минерализацией 100 г/дм3 -99,5. Объёмное соотношение мицеллярного раствора к оторочке водного раствора ПАА составляет 1:1 (табл. 7, пример 13).

Оторочку водного раствора ПАА готовят в промежуточной емкости установки КУДР путём подачи воды с минерализацией 100 г/дм3 (99,5 мас. %) с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой порошкообразного ПАА шнековым дозатором с концентрацией 0,5 мас. % (табл. 7, пример 13) и закачивают в пласт насосным агрегатом по колонне НКТ через нагнетательную скважину.

После окончания закачки запланированных объёмов мицеллярного раствора (35 м3) и оторочки водного раствора ПАА (35 м3) продавливают в пласт водой с минерализацией 100 г/дм3 в объёме 15 м3.

Проводят геофизические исследования и анализ эксплуатационных параметров добывающих скважин. В результате обработки скважин прирост нефти составил 4,3 т/сут, обводненность добываемой продукции снизилась на 4,0 % (табл. 8, пример 13).

Остальные примеры осуществления способа извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов выполнены аналогично, их результаты приведены в табл. 8. Дополнительная добыча нефти в среднем составила 1300 т, обводнённость добываемой продукции снизилась в среднем на 3,8 %.

Полученные результаты показывают, что применение предлагаемого способа приводит к подключению в работу ранее не охваченных воздействием нефтенасыщенных зон пласта, а именно к увеличению охвата пласта воздействием в 1,5-1,7 раза.

Таким образом, предлагаемый способ извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов позволяет увеличить нефтеизвлечение изменением фильтрационных потоков в пластах за счет вовлечения в разработку ранее не охваченных воздействием нефтенасыщенных зон пласта и повышения эффективности охвата пласта воздействием, снизить обводненность добываемой продукции, а также расширить технологиче-ские возможности способа.

1. Способ извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий приготовление и закачку в пласт мицеллярного раствора, содержащего углеводородную жидкость, поверхностно-активное вещество - ПАВ, изопропиловый спирт и пресную воду, отличающийся тем, что предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки и минерализацию воды, при приемистости нагнетательной скважины 100-250 м3/сут и минерализации воды 0,15 г/дм3 закачивают в пласт мицеллярный раствор в объеме 2-10 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, или водный раствор смеси олигомеров C810 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 %, или алкилполиглюкозид C810 при следующем соотношении компонентов, мас. %:

- углеводородная жидкость - 25,0-40,0;

- оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, или водный раствор смеси олигомеров C810 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 % - 10,0-20,0;

- изопропиловый спирт - 1,0-10,0;

- пресная вода - остальное,

после закачки в пласт мицеллярного раствора закачивают оторочку водного раствора полиакриламида - ПАА при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - остальное, при этом указанные раствор и оторочку закачивают в объёмном соотношении 1:(1-10) и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,15 г/дм3 в объёме 15 м3.

2. Способ извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий приготовление и закачку в пласт мицеллярного раствора, содержащего углеводородную жидкость, поверхностно-активное вещество - ПАВ, изопропиловый спирт и пресную воду, отличающийся тем, что предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки и минерализацию воды, при приемистости нагнетательной скважины 250-600 м3/сут и минерализации воды 0,15 г/дм3 закачивают в пласт оторочку водной дисперсии древесной муки с концентрацией

0,5-3,0 мас. % или водного раствора полиакриламида - ПАА с глинопорошком при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,01-1,0, глинопорошок - 1-10, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - остальное, или водного раствора ПАА с хромокалиевыми квасцами при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1-1,0, хромокалиевые квасцы - 0,005-0,3, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - остальное, до увеличения давления закачки на 5-20 % от начального давления закачки, затем закачивают в пласт мицеллярный раствор в объеме 2-10 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, или водный раствор смеси олигомеров C810 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 % при следующем соотношении компонентов, мас. %:

- углеводородная жидкость - 25,0-40,0;

- оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, или водный раствор смеси олигомеров C8-C10 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 % - 10,0-20,0;

- изопропиловый спирт - 1,0-10,0;

- пресная вода - остальное,

после закачки мицеллярного раствора закачивают оторочку водного раствора ПАА при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,15 г/дм3 - остальное, при этом указанные раствор и оторочку закачивают в объёмном соотношении 1:(1-10) и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,15 г/дм3 в объёме 15 м3.

3. Способ извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий приготовление и закачку в пласт мицеллярного раствора, содержащего углеводородную жидкость, поверхностно-активное вещество - ПАВ, изопропиловый спирт и пресную воду, отличающийся тем, что предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки и минерализацию воды, при приемистости нагнетательной скважины 100-250 м3/сут и минерализации воды 0,5-300 г/дм3 закачивают в пласт оторочку пресной воды в объёме 15 м3, затем закачивают в пласт мицеллярный раствор в объеме 2-10 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, или водный раствор смеси

олигомеров С810 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 % при следующем соотношении компонентов, мас. %:

- углеводородная жидкость - 25,0-40,0;

- оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, или водный раствор смеси олигомеров С810 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 % - 10,0-20,0;

- изопропиловый спирт - 1,0-10,0;

- пресная вода - остальное,

после закачки в пласт мицеллярного раствора закачивают оторочку водного раствора полиакриламида - ПАА при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,5-300 г/дм3 - остальное, при этом указанные раствор и оторочку закачивают в объёмном соотношении 1:(1-10) и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,5-300 г/дм3 в объёме 15 м3.

4. Способ извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий приготовление и закачку в пласт мицеллярного раствора, содержащего углеводородную жидкость, поверхностно-активное вещество - ПАВ, изопропиловый спирт и пресную воду, отличающийся тем, что предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки и минерализацию воды, при приемистости нагнетательной скважины 250-600 м3/сут и минерализации воды 0,5-300 г/дм3 закачивают в пласт оторочку водной дисперсии древесной муки с концентрацией 0,5-3,0 мас. % или водного раствора полиакриламида - ПАА с глинопорошком при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,01-1,0, глинопорошок - 1-10, вода с минерализацией 0,5-300 г/дм3 - остальное, или водного раствора ПАА с хромокалиевыми квасцами при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1-1,0, хромокалиевые квасцы - 0,005-0,3, вода с минерализацией 0,5-300 г/дм3 - остальное до увеличения давления закачки на 5-20 % от начального давления закачки, затем закачивают в пласт оторочку пресной воды в объёме 15 м3, после закачивают в пласт мицеллярный раствор в объеме 2-10 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, или водный раствор смеси олигомеров С810 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 % при следующем соотношении компонентов, мас. %:

- углеводородная жидкость - 25,0-40,0;

- оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, или водный раствор смеси олигомеров C8-C10 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 % - 10,0-20,0;

- изопропиловый спирт - 1,0-10,0;

- пресная вода - остальное,

после закачки в пласт мицеллярного раствора закачивают оторочку водного раствора ПАА при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,5-300 г/дм3 - остальное, при этом указанные раствор и оторочку закачивают в объёмном соотношении 1:(1-10) и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,5-300 г/дм3 в объёме 15 м3.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к использованию закупоривающих агентов и смесей, их содержащих, для интенсификации добычи углеводородов из подземных пластов. Способ интенсификации добычи углеводородов из подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии, на которых заливают смесь, содержащую растворимый закупоривающий агент и проппант, в высокопроницаемую зону трещины внутри подземного пласта вблизи ствола скважины, расклинивают в открытом состоянии по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны проппантом смеси и блокируют по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны закупоривающим агентом, закачивают флюид в подземный пласт и в зону пласта с более низкой проницаемостью, расположенную дальше от ствола скважины, растворяют закупоривающий агент, блокирующий по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны вблизи ствола скважины, и добывают углеводороды из высокопроницаемой зоны и зоны с более низкой проницаемостью.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли. В способе очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от глинистых образований удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе и выдерживают упомянутый реагент до разрушения плотной части глинистых образований.

Изобретение относится к способу добычи нефти из пласта. Способ добычи нефти из нефтеносного пласта, включающий смешивание анионогенного поверхностно-активного вещества - АПАВ, воды, полимера, бикарбоната щелочного металла и жидкого аммиака с образованием композиции для извлечения нефти, имеющей рН менее 10, измеренный при 25°C, введение полученной композиции в нефтеносный пласт, контактирование ее с нефтью в нефтеносном пласте и добычу нефти из нефтеносного пласта после введения указанной композиции.

Изобретение относится к композитному материалу и способу его применения в операциях по обработке скважин. Композитный материал для обработки скважины включает агент для модификации поверхности, покрывающий по крайней мере частично твердую частицу и содержащий гидрофобный хвост и якорный фрагмент для фиксации гидрофобного хвоста к твердой частице, где якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты и дополнительно, где по меньшей мере одно из следующих условий имеет приоритетное значение: (а) гидрофобный хвост содержит перфорированную группу приведенной структуры, (б) гидрофобный хвост является фторсодержащим остатком, характеризующимся приведенной структурой, (в) агент для модификации поверхности характеризуется приведенной формулой или (г) агент для модификации поверхности выбирают из приведенной группы.

Настоящее изобретение относится к способу обработки и жидкости для обработки для увеличения проницаемости пластов органогенного сланца. Способ обработки включает обработку пласта органогенного сланца жидкостью для обработки.

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.

Настоящее изобретение относится к обработке подземного пласта. Способ обработки кремнистого или содержащего оксиды металлов подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий приготовление водного обрабатывающего флюида, содержащего обрабатывающий агент для модификации поверхности, имеющий якорь, и гидрофобный хвост; и водную среду, содержащую органическую кислоту; закачку водного обрабатывающего флюида в скважину, проходящую через подземный пласт, и связывание обрабатывающего агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта путем прикрепления якоря к пласту, при этом или (а) якорь представляет собой металл и гидрофобный хвост представляет собой кремнийорганический материал, фторированный углеводород или оба - кремнийорганический материал и фторированный углеводород, или (b) якорь представляет собой производное фосфорорганической кислоты и гидрофобная группа прикреплена к нему, металл якоря представляет собой металл Группы 3, 4, 5 или 6, органическую кислоту выбирают из группы, состоящей из уксусной, муравьиной, лимонной, щавелевой, малоновой, янтарной, яблочной, винной, фталевой, этилендиаминтетрауксусной (EDTA), нитрилотриуксусной, гликолевой, N-гидроксиэтил-N, N', N'-этилендиаминтриуксусной, гидроксиэтилиминодиуксусной, диэтилентриаминпентауксусной, циклогексилендиаминтетрауксусной кислот и их смесей.

Настоящее изобретение относится к способам и системам для получения стабилизированной эмульсии и извлечения углеводородного материала из подземного пласта. Способ извлечения углеводородного материала, включающий: объединение множества амфифильных наночастиц, содержащих углеродное ядро, выбранное из группы, содержащей по меньшей мере один из следующих материалов: углеродные нанотрубки, наноалмазы, графит, графен, оксид графена, фуллерены и луковичные фуллерены, где амфифильные наночастицы включают гидрофильные функциональные группы на поверхности указанного углеродного ядра и гидрофобные функциональные группы на другой поверхности указанного углеродного ядра, с несущей текучей средой, содержащей воду или солевой раствор, с получением суспензии, приведение по меньшей мере одного из подземного пласта или пульпы, содержащей битуминозный песок и воду, в контакт с указанной суспензией с получением эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами, и извлечение углеводородов из указанной эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для интенсификации добычи нефти низкопроницаемых пород. Способ включает приготовление рабочих агентов, инжектирование их по продуктопроводу в продуктивный нефтекерогеносодержащий пласт.
Изобретение относится к добыче нефти, газа или воды из скважин, пробуренных в подземном пласте. Способ обработки повреждения пласта месторождения в подземном пласте месторождения, в котором повреждение пласта вызвано следующими причинами: фильтрационными корками буровых флюидов на масляной основе, фильтрационными корками буровых флюидов на водной основе, нефтепромысловыми отложениями, асфальтеном, парафином, воском, резьбовой смазкой, эмульсией или водяным блоком, включает: введение в подземный пласт месторождения флюида для обработки, содержащего воду и по меньшей мере одно из следующих соединений циклодекстрина или крахмала с ферментом, способным генерировать циклодекстрин из крахмала, а также создание условий флюиду для обработки для устранения повреждения пласта.

Изобретение относится к использованию закупоривающих агентов и смесей, их содержащих, для интенсификации добычи углеводородов из подземных пластов. Способ интенсификации добычи углеводородов из подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии, на которых заливают смесь, содержащую растворимый закупоривающий агент и проппант, в высокопроницаемую зону трещины внутри подземного пласта вблизи ствола скважины, расклинивают в открытом состоянии по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны проппантом смеси и блокируют по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны закупоривающим агентом, закачивают флюид в подземный пласт и в зону пласта с более низкой проницаемостью, расположенную дальше от ствола скважины, растворяют закупоривающий агент, блокирующий по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны вблизи ствола скважины, и добывают углеводороды из высокопроницаемой зоны и зоны с более низкой проницаемостью.
Настоящее изобретение относится к способу извлечения битума. Способ включает стадию обработки нефтеносных песков простым гликолевым эфиром, блокированным пропиленоксидом на концах цепи.

Изобретение относится к способу добычи нефти из пласта. Способ добычи нефти из нефтеносного пласта, включающий смешивание анионогенного поверхностно-активного вещества - АПАВ, воды, полимера, бикарбоната щелочного металла и жидкого аммиака с образованием композиции для извлечения нефти, имеющей рН менее 10, измеренный при 25°C, введение полученной композиции в нефтеносный пласт, контактирование ее с нефтью в нефтеносном пласте и добычу нефти из нефтеносного пласта после введения указанной композиции.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных промыслах при добыче высоковязкой нефти из осложненных, глубоких скважин, а именно из скважин, эксплуатируемых установками винтовых насосов.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройствам по закачке жидкого диоксида углерода в нефтедобывающую скважину. Технический результат - снижение энергетических затрат, исключение риска образования газовых гидратов, интенсификация добычи трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти.

Группа изобретений относится к способам, применимым к стволу скважины, проходящему через подземный пласт. Отклоняющая композиция содержит обрабатывающий флюид, содержащий не образующие перемычек волокна и частицы, содержащие разлагаемый материал.

Изобретение относится к композитному материалу и способу его применения в операциях по обработке скважин. Композитный материал для обработки скважины включает агент для модификации поверхности, покрывающий по крайней мере частично твердую частицу и содержащий гидрофобный хвост и якорный фрагмент для фиксации гидрофобного хвоста к твердой частице, где якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты и дополнительно, где по меньшей мере одно из следующих условий имеет приоритетное значение: (а) гидрофобный хвост содержит перфорированную группу приведенной структуры, (б) гидрофобный хвост является фторсодержащим остатком, характеризующимся приведенной структурой, (в) агент для модификации поверхности характеризуется приведенной формулой или (г) агент для модификации поверхности выбирают из приведенной группы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для закачки воды или интенсификации отбора нефти путем кислотной обработки скважин, в частности водным раствором соляной кислоты.

Настоящее изобретение относится к способу обработки и жидкости для обработки для увеличения проницаемости пластов органогенного сланца. Способ обработки включает обработку пласта органогенного сланца жидкостью для обработки.

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 обработке воды, получаемой в ходе операций по обработке скважин. Способ обработки добываемой или возвратной воды из подземного пласта, включающий: смешивание добываемой или возвратной воды из подземного резервуара с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом, где указанная вода содержит полимерный загуститель или его остаток, а также разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, дезактивацию указанного разжижителя в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для получения воды, пригодной для рециркуляции, и закачивание рециркуляционной воды в подземный резервуар. Способ обработки флюида со сниженной вязкостью после операции гидроразрыва подземного пласта, через который проходит скважина, с использованием флюида для гидроразрыва, где указанный флюид содержит полимерный загуститель и разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, и указанный способ включает: снижение вязкости флюида для гидроразрыва за счет по крайней мере частичной деградации полимерного загустителя в присутствии витамина В1, илида или витамина В1 и илида, с получением флюида с пониженной вязкостью, дезактивацию витамина В1, илида или витамина В1 и илида в составе флюида с пониженной вязкостью при добавлении в этот флюид серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента, где флюидом со сниженной вязкостью является добываемая или возвратная вода. Способ обработки добываемой или возвратной воды, содержащей остаточный полимерный загуститель, включающий добавление витамина В1, илида или витамина В1 и илида в добываемую или возвратную воду и снижение вязкости добываемой или возвратной воды, а также добавление серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента в добываемую или возвратную воду для дезактивации витамина В1, илида или витамина В1 и илида. Способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, включающий закачивание в скважину флюида для обработки скважины, содержащего первый полимерный загуститель и витамин В1, илид или витамин В1 и илид, под давлением, достаточным для осуществления или инициации разрыва, снижение вязкости флюида для обработки скважины с использованием витамина В1, илида или витамина В1 и илида, извлечение добываемой или возвратной воды из скважины, дезактивацию витамина В1, илида или витамина В1 и илида в составе добываемой или возвратной воды при добавлении в добываемую или возвратную воду серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента, добавление второго полимерного загустителя в добываемую или возвратную воду для получения второго флюида для обработки и закачивание второго флюида для обработки в скважину под давлением, достаточным для осуществления или инициации разрыва пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки добываемой или возвратной воды. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. По одному варианту в способе извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем приготовление и закачку в пласт мицеллярного раствора - МР, содержащего углеводородную жидкость - УЖ, поверхностно-активное вещество - ПАВ, изопропиловый спирт и пресную воду, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины - НПНС при начальном давлении закачки и минерализацию воды - МВ, при НПНС 100-250 м3сут и МВ 0,15 гдм3 закачивают МР в объеме 2-10 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта - м3м ТПП, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. и алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. , или водный раствор смеси олигомеров C8-С10 алкилглюкозидов с массовой долей основного вещества не менее 70 , или алкилполиглюкозид C8-С10 при следующем соотношении компонентов, мас. : УЖ - 25,0-40,0, указанное ПАВ- 10,0-20,0, изопропиловый спирт - 1,0-10,0, пресная вода - остальное, после чего закачивают оторочку водного раствора полиакриламида – ПАА, содержащего, мас. : ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,15 гдм3 - остальное, при соотношении указанных раствора и оторочки 1: по объему и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,15 гдм3 в объёме 15 м3. По другому варианту в указанном способе при НПНС 250-600 м3сут и МВ 0,15 гдм3 закачивают оторочку водной дисперсии древесной муки – ВДДМ с концентрацией 0,5-3,0 мас. или водного раствора ПАА с глинопорошком - ГП, содержащего, мас. : ПАА - 0,01-1,0, ГП - 1-10, вода с минерализацией 0,15 гдм3 - остальное, или водного раствора ПАА с хромокалиевыми квасцами - ХКК, содержащего, мас. : ПАА - 0,1-1,0, ХКК - 0,005-0,3, вода с минерализацией 0,15 гдм3 - остальное, до увеличения давления закачки на 5-20 от начального давления закачки - НДЗ, затем закачивают указанный выше МР в объеме 2-10 м3м ТПП, затем закачивают оторочку водного раствора ПАА, содержащего, мас. : ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,15 гдм3 - остальное, при соотношении указанных раствора и оторочки 1: по объёму и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,15 гдм3 в объёме 15 м3. По третьему варианту в указанном способе при НПНС 100-250 м3сут и МВ 0,5-300 гдм3 закачивают оторочку пресной воды в объёме 15 м3, затем МР в объеме 2-10 м3м ТПП, затем оторочку водного раствора ПАА, содержащего, мас. : ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,5-300 гдм3 - остальное, при соотношении указанных раствора и оторочки 1: по объему и продавливают водой с минерализацией 0,5-300 гдм3 в объёме 15 м3. По четвертому варианту в указанном способе при НПНС 250-600 м3сут и МВ 0,5-300 гдм3 закачивают оторочку ВДДМ с концентрацией 0,5-3,0 мас. или водного раствора ПАА с ГП, содержащего, мас. : ПАА - 0,01-1,0, ГП - 1-10, вода с минерализацией 0,5-300 гдм3 - остальное, или водного раствора ПАА с ХКК, содержащего, мас. : ПАА - 0,1-1,0, ХКК - 0,005-0,3, вода с минерализацией 0,5-300 гдм3 - остальное, до увеличения давления закачки на 5-20 от НДЗ, затем закачивают оторочку пресной воды в объёме 15 м3, затем указанный МР в объеме 2-10 м3м ТПП, затем закачивают оторочку водного раствора ПАА, содержащего, мас. : ПАА - 0,1-1,5, вода с минерализацией 0,5-300 гдм3 - остальное, при соотношении указанны раствора и оторочки 1: по объему и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,5-300 гдм3 в объёме 15 м3. Технический результат - увеличение нефтеизвлечения, повышение эффективности охвата пласта воздействием и расширение технологических возможностей способа. 4 н.п. ф-лы, 4 пр., 8 табл.

Наверх