Способ разработки залежи высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкие и сверхвязкие нефти. Технический результат - повышение коэффициента нефтеотдачи пласта и темпов отбора нефти за счет увеличения охвата пласта воздействием и увеличения коэффициента нефтеизвлечения. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает вскрытие залежи вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину и циклически через добывающие, отбор продукции через добывающие скважины после прекращения закачки теплоносителя и выдержки, перевод под закачку теплоносителя следующей добывающей скважины. Вскрытие залежи и закачку теплоносителя осуществляют в нефтеносный пласт, очередность перевода добывающих скважин под закачку теплоносителя определяют по наименьшей производительности по нефти и забойной температуре. На первом этапе осуществляют дренирование призабойных зон скважин, заключающееся в чередующихся операциях по закачке теплоносителя - пара, выдержке и отборе продукции. На втором этапе в нагнетательные скважины закачивают теплоноситель - горячую воду, с температурой 60-100°C и периодически растворитель в количестве 0,1-1% от объема закаченной горячей воды с поверхностно-активным веществом в количестве 0,1-2% от объема растворителя, в добывающие скважины в первом цикле закачивают горячую воду в объеме, равном объему отобранной жидкости после последней паротепловой обработки, а объемы последующих закачек равны объемам отобранной жидкости в предыдущих циклах, перед нагнетанием горячей воды в добывающие скважины в каждом цикле производят закачку оторочки растворителя с поверхностно-активным веществом в количестве 0,1-2% от объема растворителя, объем оторочки растворителя рассчитывают. В качестве растворителя применяют жидкую фракцию пиролиза автомобильных шин. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкие и сверхвязкие нефти.

Известен способ разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, включающий последовательную закачку в пласт растворителя и теплоносителя, причем в качестве теплоносителя применяют пар с добавкой щелочных поверхностно-активных веществ с массовой долей 0,1-2,0%, а в качестве растворителя - жидкие продукты пиролиза, например, фракция 35-270°C (Е-3) в количестве 5-20% объема пор обрабатываемой зоны пласта (патент РФ №2151862, опубл. 27.06.2000 г.). Недостатком данного способа является низкий темп отбора нефти, обусловленный продолжительным периодом продвижения теплового фронта от нагнетательной к добывающим скважинам, и снижением упругой энергии пара вследствие его конденсации.

Наиболее близким является способ разработки залежи высоковязкой нефти, подстилаемой водой, включающий вскрытие залежи вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами, ввод в эксплуатацию 13-точечного обращенного элемента разработки, состоящего из одной нагнетательной, расположенной в центре элемента, и 12-ти добывающих скважин, расположенных по внутренней и внешней концентрическим орбитам, циклическую закачку теплоносителя и отбор продукции через добывающие скважины, при этом вскрытие залежи осуществляют до водоносного пласта, закачку теплоносителя осуществляют в водоносный пласт через нагнетательную скважину и циклически через добывающие, при этом в начальный период эксплуатации залежи производят перевод первой пары радиально расположенных добывающих скважин под закачку теплоносителя, затем прекращают закачку теплоносителя через первую пару радиально расположенных добывающих скважин, производят остановку работы и выдержку добывающих скважин, через которые осуществляли закачку теплоносителя, затем добывающие скважины, через которые осуществляли закачку теплоносителя, пускают под отбор продукции и переходят к переводу под нагнетание следующей пары радиально расположенных добывающих скважин (патент РФ №2365748, опубл. 27.08.2009 г.). Недостатками способа являются низкий охват пласта воздействием, обусловленный закачкой теплоносителя только в водоносный пласт, и низкий коэффициент нефтевытеснения в нефтеносном пласте из-за высокой разницы вязкостей воды и нефти и высоким поверхностным натяжением на границе нефть - вода.

Задачей изобретения является повышение коэффициента нефтеотдачи пласта и темпов отбора нефти за счет увеличения охвата пласта воздействием и увеличения коэффициента нефтевытеснения.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти осуществляют вскрытие залежи вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами, закачку растворителя и теплоносителя ведут в нагнетательную скважину, и циклически - в добывающие. Отбор продукции из добывающих скважин осуществляют после прекращения закачки и технологической выдержки. Далее следует перевод под закачку следующей добывающей скважины. При этом вскрытие залежи и закачку теплоносителя осуществляют в нефтеносный пласт, очередность перевода скважины под закачку теплоносителя определяют по наименьшим производительности по нефти и забойной температуре. Производят периодическую закачку растворителя и поверхностно-активных веществ в нагнетательную скважину, а в добывающие скважины закачку растворителя и поверхностно-активных веществ производят перед закачкой теплоносителя. В качестве теплоносителя применяют горячую воду с температурой 60-100°C, в качестве растворителя - жидкую фракцию пиролиза автомобильных шин. Жидкая фракция пиролиза шин (ТУ 2451-004-0136353-2003) представляет собой смесь алифатических, ароматических углеводородов и алкенов, получаемую в результате переработки автомобильных шин. В качестве поверхностно-активных веществ можно использовать, например, неонол, моющий препарат МЛ-81Б, или эмульгатор Atren. Неонол (ТУ 2483-077-05766801-98) - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена (изононила) представляют собой техническую смесь полиэтиленгликолевых эфиров моноалкилфенолов, являются высокоэффективными неионогенными поверхностно-активными веществами. Моющий препарат МЛ-81Б (ТУ 2481-007-48482528-99) представляет собой многофункциональную композицию анионных и неионогенных синтетических поверхностно-активных веществ разного химического строения, хорошо растворяется в пресной и пластовой воде, образуя коллоидные растворы. Эмульгатор Atren (ТУ 2413-009-70896713-2005) представляет собой углеводородный раствор сложных алканоламиновых (моноэтаноламиновых, диэтаноламиновых, триэтаноламиновых) эфиров и амидов олеиновой кислоты, а также добавок неионогепных ПАВ (неонол АФ-9-6, оксиэтилированных жирных кислот).

Объем периодически закачиваемой в нагнетательную скважину оторочки растворителя принимают в количестве 0,1-1% объема закаченного теплоносителя, объем периодически закачиваемой в добывающие скважины оторочки растворителя рассчитывают по формуле исходя из объема закачиваемого в добывающую скважину теплоносителя и нефтенасыщенности зоны пласта, прилегающей к добывающей скважине, а объем закачиваемых поверхностно-активных веществ принимают в количестве 0,1-2% от объема растворителя.

Способ осуществляют следующим образом.

Производят вскрытие залежи высоковязкой нефти равномерной треугольной сеткой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин в интервале нефтеносного пласта с формированием элементов разработки с центральной нагнетательной скважиной и окружающих ее добывающих скважин. Количество нагнетательных и добывающих скважин может быть любым и выбирается произвольно в зависимости от зональной неоднородности коллекторских свойств продуктивного пласта. Осуществляют перфорацию обсадных колонн скважин в интервале нефтеносного пласта, затем в нагнетательные скважины спускают теплоизолированные насосно-компрессорные трубы, а в добывающие - штанговые глубиннонасосные установки, позволяющие попеременно вести как отбор продукции, так и закачку теплоносителя. На первом этапе осуществляют дренирование призабойных зон скважин, заключающееся в чередующихся операциях по закачке теплоносителя и отборе продукции. В качестве теплоносителя применяют пар, например от передвижных парогенераторных установок. После прекращения закачки пара и выдержки для выравнивания средней температуры по вскрытой толщине продуктивного пласта в призабойных зонах скважин осуществляют отбор продукции из добывающих скважин с помощью штанговых глубиннонасосных установок, а из нагнетательных, - например компрессорным способом. Циклы «закачка теплоносителя - технологическая выдержка - отбор пластовой жидкости» повторяют до тех пор, пока приемистость скважин не позволит осуществить закачку горячей воды в необходимом количестве и при давлении, не превышающем давление гидроразрыва пласта. На втором этапе переходят к закачке горячей воды с температурой 60-100°C в нагнетательные скважины - постоянно, а в добывающие - циклически. При этом производят периодическую закачку в нагнетательную скважину оторочки растворителя в объеме 0,1-1% от объема закаченной горячей воды и поверхностно-активных веществ. Объем закачки горячей воды в добывающие скважины при первом цикле равен объему отобранной жидкости после последней паротепловой обработки скважины, а объемы последующих закачек горячей воды равны объемам отобранной жидкости предыдущих циклов. Перед нагнетанием горячей воды в добывающие скважины производят закачку оторочки растворителя и поверхностно-активных веществ. Объем растворителя для каждого n-ного цикла закачки в добывающие скважины рассчитывают исходя из условия достаточного снижения вязкости высоковязкой нефти при взаимодействии ее с растворителем в пластовых условиях, и находят по формуле:

где Kр - коэффициент оптимального соотношения объемов растворителя и нефти, д.ед., (находят опытным путем для нефти конкретного месторождения и растворителя на основе лабораторных исследований изменения вязкости нефти в зависимости от концентрации в ней растворителя);

- объем закачки горячей воды в предыдущем цикле, м3;

Kнач.н - коэффициент эффективной нефтенасыщенности продуктивного пласта на контуре питания конкретной скважины, д.ед.;

Kтек.н - коэффициент текущей нефтенасыщенности в призабойной зоне скважины, принимается равным содержанию нефти в добываемой продукции конкретной скважины, д.ед.

Объем поверхностно-активных веществ принимают в количестве 0,1-2% от объема растворителя.

Физический смысл приведенной формулы заключается в следующем: для снижения вязкости пластовой нефти и увеличения ее подвижности необходим растворитель, при смешении которого с высоковязкой нефтью образуется маловязкая система. При этом существует оптимальное их соотношение Kр, при котором несмотря на увеличение содержания растворителя в нефти вязкость смеси снижается несущественно. Для продвижения растворителя вглубь пласта закачивают горячую воду, от воздействия которой вязкость нефти снижается еще больше. При этом образуется зона влияния закачки, с внешней стороны радиально ограниченная незатронутой областью пласта с начальной нефтенасыщенностью Kнач.н. В центральной части образованной цилиндрической зоны, то есть в призабойной зоне пласта, нефтенасыщенность Kтек.н минимальна и принимается равной содержанию нефти в добываемой продукции скважины при последнем цикле отбора пластовой жидкости. Допускаем, что распределение нефтенасыщенности от забоя скважины до границ зоны влияния закачки прямо пропорционально этому расстоянию. Для снижения вязкости объема нефти, заключенного в зоне влияния закачки, требуется растворитель в определенном ранее соотношении.

В технологическом отношении предлагаемый способ разработки заключается в циклической закачке в нагнетательные скважины расчетного объема оторочки растворителя и ПАВ с дальнейшей закачкой горячей воды. При эксплуатации добывающих скважин производят циклические закачки расчетного объема оторочки растворителя согласно вышеприведенной формуле и ПАВ с последующей продавкой горячей водой в пласт при давлении закачки, не превышающем давления гидроразрыва пласта. Далее следует технологическая выдержка 7-14 суток для протекания массообменных капиллярных процессов и реагирования растворителя и ПАВ с пластовым флюидом и выравнивания температуры. Растворитель, смешиваясь с пластовой нефтью, снижает ее вязкость. В зоне контакта растворителя и поверхностно-активного вещества с высоковязкой нефтью происходит изменение реологических свойств жидкости и отмывание высоковязкой нефти с поверхности горной породы. Как следствие, происходит увеличение проницаемости, что способствует более глубокому проникновению закачиваемых агентов в пласт. Применение поверхностно-активных веществ в составе закачиваемой оторочки позволяет снизить вязкость водонефтяных эмульсий, что является следствием ослабления взаимодействия между структурообразующими компонентами нефти (высокомолекулярными смолами, асфальтенами, карбенами, карбоидами, микрокристаллами парафина), адсорбционного вытеснения природных нефтяных ПАВ (кислот, солей многовалентных металлов, низкомолекулярных смол и др.) с поверхностей глобул эмульгированной воды синтетическими ПАВ, смачивания природных эмульгаторов и стабилизаторов компонентами препарата и перевода их с поверхностей раздела углеводородной и водной фазы. Взаимодействие пластового флюида, растворителя и ПАВ при повышенной температуре ведет к увеличению зоны охвата пласта воздействием, что в свою очередь напрямую ведет к увеличению коэффициента нефтеотдачи.

После технологической выдержки, необходимой для реагирования, производят отбор продукции из добывающей скважины. Следующую добывающую скважину под закачку теплоносителя и растворителя выбирают по наименьшей производительности по нефти и наименьшей пластовой температуре.

С целью определения зависимости вязкости нефти Мордово-Кармальского месторождения от содержания в ней различных растворителей были проведены лабораторные исследования. В качестве растворителей были использованы дистиллят Шугуровского пефтебитумпого завода, реагент СНПХ 7р-14, фракция Е-3 жидких продуктов пиролиза нефти (продукт Шугуровского нефтебитумного завода), печное нефтяное топливо (ТУ 0258-049-00151638-2003) и жидкая фракция пиролиза шин (ТУ 2451-004-0136353-2003). Результаты проведенных работ приведены в таблице 1. Согласно полученных данных наибольшее снижение вязкости смеси нефти и растворителя получено с жидкой фракцией пиролиза шин, причем в диапазоне от 0% до 20% содержания данного растворителя наблюдается наиболее интенсивное снижение вязкости смеси с 470 мПа·с до 29 мПа·с. Дальнейшее увеличение содержания растворителя в смеси дает незначительное изменение вязкости смеси. Таким образом, оптимальным растворителем для нефти Мордово-Кармальского месторождения является жидкая фракция пиролиза шин (ТУ 2451-004-0136353-2003), а ее оптимальное содержание в смеси с нефтью находится в пределах от 5% до 20%.

Закачку растворителя производят при давлении не выше гидроразрыва пласта - не более 13 атм скважины. После этого производят закачку расчетного объема горячей воды температурой 60-100°C, при том же давлении. По окончании закачки скважина останавливается на термокапиллярную пропитку на 7-14 суток с последующим отбором продукции скважины механизированным способом.

Пример конкретного выполнения. Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти внедрен на Мордово-Кармальском месторождении. Для проведения работ выбрали участок, состоящий из двенадцати добывающих скважин 1-12, расположенных вокруг центральной нагнетательной скважины 13 на разном удалении от нее (фиг.1). Для дренирования призабойных зон скважин произвели чередующиеся операции по закачке пара в скважины и отбору продукции после выдержки. Характеристика скважин и объемы закачки пара в скважины указаны в таблице 2. Первой для закачки растворителя и поверхностно-активных веществ с последующей закачкой горячей воды выбрали добывающую скважину 11 с дебитом жидкости 1,8 м3/сут и обводненностью 98%, забойной температурой 4,5°C. Объем растворителя рассчитывают по формуле (1), согласно лабораторных исследований принимаем Kр=0,2 для растворителя - жидкой фракции пиролиза шин, объем закачки горячей воды в 1-ом цикле равен объему отобранной жидкости после последней паротепловой обработки и составляет 119 м3. Начальная нефтенасыщенность пласта в области скважины составляет 0,82 д.ед., при отборе продукции из скважины после паротепловой обработки ее обводненность составила 98%. Таким образом, коэффициент текущей нефтенасыщенности в призабойной зоне скважины Kтек.н, который принимается равным содержанию нефти в добываемой продукции конкретной скважины, составит (100-98)/100=0,02 д.ед.

Подставив полученные значения в формулу (1), получим объем растворителя в 1-ом цикле закачки . Концентрацию ПАВ принимаем равной 2%, что составит 0,168 м3. Производим закачку расчетного объема смеси растворителя и ПАВ при давлении на устье скважины 13 атм. Для продавливания смеси растворителя и ПАВ открываем закачку горячей воды с температурой 80-90°C и расходом 8,5 м3/сут. После закачки 119 м3 горячей воды скважину остановили на технологическую выдержку на 10 суток, затем запустили в работу с дебитом жидкости 3,1 м3/сут и обводненностью 81%, забойной температурой 15,6°C. Циклически повторяют операции по закачке растворителя, ПАВ и горячей воды на всех добывающих скважинах.

Аналогичные расчеты производят и для последующих закачек в каждую добывающую скважину.

Таблица 1
Массовая доля растворителя в нефти Динамическая вязкость смеси нефти Мордово-Кармальского месторождения и растворителей, мПа·с
дистиллят ШНБ3 СНПХ 7р-14 фракция Е-3 печное нефтяное топливо жидкая фракция пиролиза шин
0 470 470 470 470 470
5% 195 173 166 180 165
10% 110 91 84 105 83
20% 75 36 30 61 29
30% 14 7 6 10 8
50% 9 6 4 7 5
Таблица 2
№ скв Эффективная нефтенасыщенная толщина, м Искусственный забой, м Интервал перфорации, м Нефтенасыщенность, д.ед. Пористость, д.ед Масса закачанного пара, т
1 3,4 92 77,6-81 0,62 0,23 25
2 5,8 94 74-79,8 0,66 0,27 118
3 6,0 104 81,2-87,2 0,74 0,27 214
4 2,6 96 90,4-93 0,54 0,28 25
5 12,4 102 81,2-93,6 0,76 0,28 0
6 15,0 89 74-89 0,80 0,38 23
7 7,0 83 77,4-89 0,76 0,33 0
8 10,2 98 79,8-90 0,57 0,30 39
9 5,6 102 82,6-88,2 0,75 0,30 87
10 9,0 104 82,8-91,8 0,80 0,29 0
11 10,8 100 82,4-93,2 0,82 0,22 75
12 15,2 90 73,7-89,5 0,65 0,23 25
13 14,8 100 80,8-85,6 0,71 0,28 3776

1. Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий вскрытие залежи вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину и циклически через добывающие, отбор продукции через добывающие скважины после прекращения закачки теплоносителя и выдержки, перевод под закачку теплоносителя следующей добывающей скважины, отличающийся тем, что вскрытие залежи и закачку теплоносителя осуществляют в нефтеносный пласт, очередность перевода добывающих скважин под закачку теплоносителя определяют по наименьшей производительности по нефти и забойной температуре, на первом этапе осуществляют дренирование призабойных зон скважин, заключающееся в чередующихся операциях по закачке теплоносителя - пара, выдержке и отборе продукции, на втором этапе в нагнетательные скважины закачивают теплоноситель - горячую воду с температурой 60-100°C и периодически растворитель в количестве 0,1-1% от объема закаченной горячей воды с поверхностно-активным веществом в количестве 0,1-2% от объема растворителя, в добывающие скважины в первом цикле закачивают горячую воду в объеме, равном объему отобранной жидкости после последней паротепловой обработки, а объемы последующих закачек равны объемам отобранной жидкости в предыдущих циклах, перед нагнетанием горячей воды в добывающие скважины в каждом цикле производят закачку оторочки растворителя с поверхностно-активным веществом в количестве 0,1-2% от объема растворителя, объем оторочки растворителя рассчитывают по формуле

где Kр - коэффициент оптимального соотношения объемов растворителя в нефти, д.ед.,
- объем закачки горячей воды в предыдущем цикле, м3,
Kнач.н - коэффициент эффективной нефтенасыщенности продуктивного пласта на контуре питания конкретной скважины, д.ед.,
Kтек.н - коэффициент текущей нефтенасыщенности в призабойной зоне скважины, принимается равным содержанию нефти в добываемой продукции конкретной скважины, д.ед.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве растворителя применяют жидкую фракцию пиролиза автомобильных шин.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к установке для добычи на месте содержащего углеводороды вещества из подземного месторождения с понижением его вязкости. Обеспечивает повышение надежности индукционного нагревания и упрощение ввода энергии в подземное месторождение.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к тепловой обработке продуктивного пласта при подъеме продукции из скважин с высоковязкой нефтью и природными битумами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - предотвращение обводнения добывающей скважины подошвенными водами, увеличение нефтеизвлечения залежи, сохранение высокого дебита нефти в реальных условиях неоднородного пласта, подстилаемого подошвенной водой, увеличение безводного периода работы скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности устройства за счет комплексного термогазодинамического и химического воздействия на призабойную зону пласта нефтяной скважины, уменьшение шлакообразования относительно массы устройства в 3-5 раз, упрощение изготовления устройства.

Предложение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти или битумов. Обеспечивает повышение нефтеотдачи, увеличение охвата пласта агентом воздействия за счет увеличения зоны прогрева пласта теплоносителем.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение обводненности отбираемого разогретого битума и сокращение затрат на теплоноситель за счет разогрева без закачки теплоносителя в пласт, возможность разработки месторождений битума с пластами толщиной до 5-7 м, равномерная выработка месторождения битума.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение более быстрого роста средней температуры по залежи, более высокие значения добычи нефти уже на начальном этапе разработки залежи с одновременным снижением материальных затрат и повышением безопасности работ на скважинах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти или битумов. Технический результат - повышение нефтеотдачи, увеличение охвата пласта агентом воздействия с одновременным снижением затрат.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, увеличение охвата пласта агентом воздействия за счет увеличения зоны прогрева пласта.

Изобретение относится к газовой отрасли горнодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи газа из месторождений газовых гидратов, залегающих под морским дном или на суше под покровной толщей вышележащих отложений горных пород.
Настоящее изобретение относится к эмульсиям и их применению в подземных работах. Композиция стабилизированной эмульсии включает маслянистую текучую среду, текучую среду, являющуюся, по меньшей мере, частично несмешивающейся с маслянистой текучей средой, и стабилизирующий эмульсию агент, включающий первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения.
Изобретения относятся к улучшенному способу вторичной добычи нефти. Технический результат - усовершенствование введения ингибитора отложений на стенках оборудования, повышение эффективности извлечения нефти, увеличение срока службы конструкций.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи.

Изобретение применимо в нефтегазовой отрасли и относится к размещению жидкостей в подземных пластах нефтяных и газовых скважин, в т.ч. при гидроразрыве пласта.

Группа изобретений относится к добыче нефти и/или газа. Обеспечивает усовершенствование добычи из нефтегазоносных пластов.

Изобретение относится к способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам повышения продуктивности скважин за счет физико-химического воздействия на пласт при проведении ремонтно-изоляционных работ.

Изобретение относится к химическим реагентам - нейтрализаторам сероводорода и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей промышленности для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородсодержащих средах.

Изобретение относится к жидкостям для обработки приствольной зоны подземных формаций. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки в условиях пластовых вод различной минерализации. В способе разработки нефтяных месторождений, включающем закачивание оторочки биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и углеводородного растворителя, предварительно закачивают алюмосиликатную композицию на основе 11%-ного раствора соляной кислоты, оторочка дополнительно содержит нефть и пластовую воду, а в качестве растворителя - изооктан, причем оторочка содержит, %: пластовая вода 54-88, биоПАВ КШАС-М 1-2, изооктан 1-4, нефть 10-40. 2 пр., 2 табл.
Наверх