Способ разработки неоднородного нефтяного пласта с применением полимер-дисперсного состава

Авторы патента:

Елисеев Дмитрий Юрьевич (RU)

Силин Михаил Александрович (RU)

Магадова Любовь Абдулаевна (RU)

Куликов Александр Николаевич (RU)

Лебедев Владимир Афанасьевич (RU)

Довгий Константин Андреевич (RU)

E21B43/22 - с применением химикалий или бактерий (E21B 43/27 имеет преимущество; добыча нефти из нефтеносных песков или сланцев - химическая часть C10G)

C09K8/60 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2627502:

Закрытое акционерное общество "Химеко-ГАНГ" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта. Технический результат – повышение однороднсти состава и обеспечение возможности регулирования времени сшивки. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в скважину водного полимердисперсного состава, содержащего полиакриламид - ПАА, сшивающий агент и микроармирующую добавку, и продавку его в пласт водой, используют полимерную композицию, содержащую, масс. %: ПАА частично гидролизованный 12,00-17,00, микрокремнезем или микрокальцит - остальное, в качестве сшивающего агента используют ацетат хрома(III) или сшивающую композицию состава, масс. %: ацетат хрома(III) 2,00-10,00 и 20,0-23,0%-ная соляная кислота - остальное, указанный состав получают введением в воду пресную или минерализованную с плотностью до 1,012 г/см³ указанной полимерной композиции, содержащей микрокремнезем, при перемешивании ее до полной гидратации ПАА и затем введением сшивающего агента - ацетата хрома(III) или указанной сшивающей композиции при закачке в скважину, при следующем соотношении компонентов, масс. %: указанная полимерная композиция, содержащая микрокремнезем 1,0-7,0, ацетат хрома(III) 0,01-0,1 или указанная сшивающая композиция 0,5-1,5, указанная вода остальное, или введением в воду пресную или минерализованную с плотностью до 1,012 г/см³ указанной полимерной композиции, содержащей микрокальцит, при перемешивании ее до полной гидратации ПАА и затем введением сшивающего агента - ацетата хрома(III) при закачке в скважину, при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанная полимерная композиция, содержащая микрокальцит 1,0-7,0, ацетат хрома(III) 0,01-0,1, указанная вода - остальное. 2 табл., 9 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта с целью повышения нефтеотдачи пластов.

Известен способ [1] повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта (ГРП), с применением состава, содержащего пресную воду, частично гидролизованный полиакриламид, сшиватель - хромосодержащее соединение, бентонитовый глинопорошок и кварцевый песок (аналог).

В способе используются две оторочки, одна из которых - раствор сшитого соединением хрома, частично гидролизованного полиакриламида, а другая - раствор частично гидролизованного полиакриламида, содержащий смесь бентонитового глинопорошка и кварцевого песка.

Недостатком приведенного способа является то, что он содержит бентонитовую глину, которая за счет подвижности и набухания способна проникнуть и закольматировать низкопроницаемые зоны пласта, а оседание песка в растворе ПАА низкой вязкости не позволит составу глубоко проникнуть в пласт, что снизит эффективность тампонирования.

Известен способ [2] разработки нефтяных залежей с неоднородными по проницаемости заводненными пластами (прототип), включающий полиакриламид (ПАА), ацетат хрома(III), оксид магния, воду и, дополнительно, стеклянное или базальтовое микроармирующее волокно, предварительно обработанное 1-5%_масс. водным раствором АФ_9-6 или АФ_9-12, или волокно строительное микроармирующее (ВСМ) при следующем соотношении компонентов, %_масс.:

Полиакриламид	0,300-1,000
Ацетат хрома	0,030-0,100
Оксид магния	0,015-0,070
Микроармирующее волокно	0,100-0,500
Вода	Остальное

Недостатком данного способа является использование для увеличения прочности геля твердых частиц микроармирующего волокна, со средним диаметром до 25 мкм и длиной до 100 мм, которые представляют собой неоднородные частицы, при использовании которых образуется неравномерная смесь, что снижает способность проникновения полученного состава геля в трещины, без риска образования фильтрационной корки, которая перекроет не только высокопроницаемые зоны пласта, но и зоны с низкой проницаемостью.

Изобретение направлено на создание способа разработки неоднородного нефтяного пласта с применением полимер-дисперсного состава, обладающего глубоким проникновением в высокопроницаемые зоны пласта и высокой тампонирующей способностью за счет использования дисперсии микрочастиц микрокремнезема или микрокальцита, замедленной сшивки водного раствора полимера и образования равномерной структуры тампонирующего гелеобразующего состава.

Результат достигается использованием в качестве полимера полимерной композиции, содержащей полиакриламид и микрокремнезем или микрокальцит, а также сшивающего агента на основе ацетата хрома(III), в т.ч. сшивающей композиции для получения эффекта замедленной сшивки.

Признаками изобретения «Способ разработки неоднородного нефтяного пласта с применением полимер-дисперсного состава» являются:

1. Пресная вода.

2. Минерализованная вода.

3. Полимерная композиция.

4. В качестве полимерной композиции используется частично гидролизованный полиакриламид и микрокремнезем.

5. В качестве полимерной композиции используется частично гидролизованный полиакриламид и микрокальцит.

6. Сшиватель.

7. В качестве сшивателя используется ацетат хрома(III), содержащий 11,35-12,50%_масс. хрома(III).

8. В качестве сшивателя используется сшивающая композиция, содержащая ацетат хрома(III) и соляную кислоту.

Признаки 1, 6-7 являются общими с прототипом, а признаки 2-5, 8 - существенными отличительными признаками изобретения.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предлагается способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку состава, содержащего водный раствор полимера – частично гидролизованного полиакриламида, сшивающего агента на основе ацетата хрома и микроармирующие добавки, при этом в качестве полимера и микроармирующих добавок используется полимерная композиция следующего компонентного состава, %_масс.:

частично гидролизованный
полиакриламид	12,00-17,00
микрокремнезем или микрокальцит	остальное

а в качестве сшивателя используется ацетат хрома(III), или сшивающая композиция следующего компонентного состава, %_масс.:

ацетат хрома(III)	2,00-10,00
20,0-23,0%_масс. соляная кислота	остальное

при следующем соотношении компонентов в составе, %_масс.:

полимерная композиция
указанного состава,
содержащая микрокремнезем	1,00-7,00
ацетат хрома(III)	0,01-0,10
или сшивающая композиция
указанного состава	0,50-1,50
пресная или
минерализованная вода	остальное

или

полимерная композиция
указанного состава,
содержащая микрокрокальцит	1,00-7,00
ацетат хрома(III)	0,01-0,10
пресная или
минерализованная вода	остальное

для приготовления состава в растворе пресной или минерализованной воды растворяется полимерная композиция, сшивающий агент вводится в состав при закачке его в скважину, а полученный полимер-дисперсный состав закачиваемой водой продавливается в пласт.

Для исследований использовались:

1. Вода пресная;

2. Хлорид натрия, ГОСТ 4233-77;

3. Вода пластовая Западно-Сибирская, хлоркальциевого типа, плотностью 1,012 г/см³;

4. Оксид магния, ГОСТ 4526-75;

5. Частично гидролизованный полиакриламид марки: DP 9-8177, ТУ 2458-010-70896713-2006 и TR-1516, ТУ 2216-083-17197708-2003;

6. Хром(III) ацетат (хром(III) уксуснокислый), содержащий 11,35-12,5%_масс. хрома по ТУ 0254-031-17197708-96;

7. Кислота соляная ингибированная марки С, ТУ 2122-066-53501222-2007, содержание HCl составляет 20,0-23,0%_масс.;

8. Микрокремнезем, ТУ 5743-048-02495332-96;

9. Микрокальцит, ТУ 5743-001-91892010-2011;

10. Волокно строительное микроармирующее (ВСМ), ТУ 2272-006-1349727-2007;

11. Натрия гидроокись (NaOH), ГОСТ 4328-77. Реактивы.

Примеры приготовления полимер-дисперсного состава и прототипа в лабораторных условиях

Пример 1.

Берется 985,0 г (98,50%_масс.) пресной воды, в нее при перемешивании на лопастной мешалке вводится 10,0 г (1,00%_масс.) полимерной композиции, содержащей 1,7 г (17,0%_масс.) полиакриламида и 8,3 г (83,0%_масс.) микрокремнезема, после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации полиакриламида, затем вводится 5,0 г (0,5%_масс.) сшивающей композиции, содержащей 0,5 г (10,0%_масс.) ацетата хрома(III) и 4,5 г (90,0%_масс.) 20,0%_масс. соляной кислоты, и полученный состав тщательно перемешивается.

Пример 2.

Берется 950,0 г (95,00%_масс.) пластовой воды (Западно-Сибирская, хлоркальциевого типа, плотностью 1,012 г/см³), в нее при перемешивании на лопастной мешалке вводится 40,0 г (4,00%_масс.) полимерной композиции, содержащей 5,8 г (14,5%_масс.) полиакриламида и 34,2 г (85,5%_масс.) микрокремнезема, после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации полиакриламида, затем вводится 10,0 г (1,00%_масс.) сшивающей композиции, содержащей 0,6 г (6,0%_масс.) ацетата хрома(III) и 9,4 г (94,0%_масс.) 21,5%_масс.соляной кислоты, и полученный состав тщательно перемешивается.

Пример 3.

Берется 959,5 г (95,95%_масс.) пластовой воды (Западно-Сибирская, хлоркальциевого типа, плотностью 1,012 г/см³), в нее при перемешивании на лопастной мешалке вводится 40,0 г (4,00%_масс.) полимерной композиции, содержащей 5,8 г (14,5%_масс.) полиакриламида и 34,2 г (85,5%_масс.) микрокремнезема, после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации полиакриламида, затем добавляется 0,5 г (0,05%_масс.) ацетата хрома(III), и полученный состав тщательно перемешивается.

Пример 4.

Берется 915,0 г (91,50%_масс.) минерализованной воды (10,00 г/л NaCl плотностью 1,005 г/см³), в нее при перемешивании на лопастной мешалке вводится 70,0 г (7,00%_масс.) полимерной композиции, содержащей 8,4 г (12,0%_масс.) полиакриламида и 61,6 г (88,0%_масс.) микрокремнезема, после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации полиакриламида, затем вводится 15,0 г (1,50%_масс.) сшивающей композиции, содержащей 0,3 г (2,0%_масс.) ацетата хрома(III) и 14,7 г (98,0%_масс.) 23,0%_масс. соляной кислоты, и полученный состав тщательно перемешивается.

Пример 5.

Берется 989,9 г (98,99%_масс.) пресной воды, в нее при перемешивании на лопастной мешалке вводится 10,0 г (1,00%_масс.) полимерной композиции, содержащей 1,2 г (12,0%_масс.) полиакриламида и 8,8 г (88,0%_масс.) микрокальцита, после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации полиакриламида, затем добавляется 0,1 г (0,01%_масс) ацетата хрома(III), и полученный состав тщательно перемешивается.

Пример 6.

Берется 959,5 г (95,95%_масс.) пластовой воды (Западно-Сибирская, хлоркальциевого типа, плотностью 1,012 г/см³), в нее при перемешивании на лопастной мешалке вводится 40,0 г (4,00%_масс.) полимерной композиции, содержащей 5,8 г (14,5%_масс.) полиакриламида и 34,2 г (85,5%_масс.) микрокальцита, после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации полиакриламида, затем добавляется 0,5 г (0,05%_масс.) ацетата хрома(III), и полученный состав тщательно перемешивается.

Пример 7.

Берется 929,0 г (92,90%_масс.) минерализованной воды (10,00 г/л NaCl, плотностью 1,005 г/см³), в нее при перемешивании на лопастной мешалке вводится 70,0 г (7,00%_масс.) полимерной композиции, содержащей 11,9 г (17,0%_масс.) полиакриламида и 58,1 г (83,0%_масс.) микрокальцита, после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации полиакриламида, затем добавляется 1,0 г (0,10%_масс.) ацетата хрома(III), и полученный состав тщательно перемешивается.

Пример 8 (прототип).

Берется 991,2 г (99,12%_масс.) пресной воды, в нее при перемешивании на лопастной мешалке вводится 5,0 г (0,50%_масс.) полиакриламида, после чего раствор перемешивается до полной гидратации, в полученный раствор вводится 3,0 г (0,30%_масс.) волокна микроармирующего строительного, а затем, продолжая перемешивание, добавляется 0,5 г (0,05%_масс.) ацетата хрома(III) и 0,3 г (0,03%_масс.) оксида магния, полученный состав тщательно перемешивается.

Количество полимерной композиции и сшивающего агента (сшивающей композиции или сшивателя) определяется вязкостью полученного полимер-дисперсного состава, при меньших концентрациях будет получена низкая вязкость, при которой не будет достигнута однородность состава, а при более высоких концентрациях - слишком высокая вязкость вызовет проблемы при закачке.

Количество армирующих добавок (микрокремнезема и микрокальцита) определяется необходимой тампонирующей способностью полимер-дисперсного состава и способностью удерживаться в объеме.

В таблице 1 представлены содержания веществ в составах 1-8.

Были проведены исследования:

- вязкость композиций полимер-дисперсного состава сразу после приготовления при скорости вращения шпинделя 30 об/мин, при температуре 25°С (исследования проводились с применением вискозиметра Brookfield DV2TLV);

- время сшивки композиций полимер-дисперсного состава до получения максимальной вязкости (визуальная оценка);

- вязкость композиций полимер-дисперсного состава сразу после приготовления после нейтрализации 5%-ным раствором гидроокиси натрия (NaOH), для систем с добавлением сшивающей композиции;

- однородность полученных композиций полимер-дисперсного состава (визуальная оценка).

В таблице 2 представлены результаты проведенных исследований для составов 1-8:

Из таблицы 2 следует, что предлагаемый полимер-дисперсный состав обладает однородностью, регулируемым временем сшивки (для композиций на основе кремнезема) и регулируемой вязкостью, в то время, как состав по прототипу неоднородный и невозможно регулировать время сшивки. Однородность достигается за счет применения мелкодисперсного наполнителя: микрокремнезема или микрокальцита. Время сшивки регулируется применением кислоты в составе сшивающей композиции. Это позволяет более глубоко закачать предлагаемый полимер-дисперсный состав на основе микрокремнезема в пласт, т.к. его вязкость увеличится только после нейтрализации кислоты в составе за счет реакции с породой пласта, что позволит увеличить прочность экрана. В случае применения микрокальцита использование кислоты в сшивателе может привести к вспениванию состава за счет реакции кислоты с карбонатом кальция, поэтому используется состав сшивателя без кислоты.

Пример конкретного выполнения

Предлагаемый способ осуществляется с применением стандартного (существующего) нефтепромыслового оборудования, обеспечивающего транспортировку, приготовление (перемешивание) и закачку водных растворов в скважину: комплекс по приготовлению растворов из жидких и сыпучих химических реагентов КУДР-33 или аналоги; насосные агрегаты типа АНЦ-320 по ТУ 26-02-30-75 или аналоги; автоцистерны типа АЦ-10, АЦН-10 по ТУ 26-16-32-77 или аналоги.

Для приготовления полимер-дисперсного состава в промысловых условиях используется комплексная установка по дозированию реагентов и закачке растворов - КУДР-33 или аналоги. В воду, предназначенную для закачки в скважину, при циркуляции вводится полимерная композиция, перемешивание продолжается до полного распускания полимера, полученная суспензия раствора полимера с наполнителем закачивается в скважину, через тройник, куда подается расчетное количество сшивателя или сшивающей композиции.

Разрабатывают конкретную нефтяную залежь со следующими характеристиками: толщина продуктивного пласта - 10,0 м, пластовое давление - 9,6 МПа, обводненность - 98,0%_об., приемистость скважины - не менее 150,0 м³/сут.

Объем оторочки закачиваемого состава равен 100-200 м³ (уточняется по результатам гидродинамического моделирования). Плотность воды, на которой готовится раствор, составляет 1012 кг/м³. Готовится водный раствор с концентрациями: 4,00%_масс. полимерной композиции, содержащей 14,5%_масс. ПАА и 85,5%_масс. микрокремнезема; а сшивающая композиция, в количестве 1,00%_масс., содержащая в своем составе 6,0%_масс. ацетата хрома и 94,0%_масс. ингибированной соляной кислоты, с концентрацией HCl - 21,5%_масс., добавляется в раствор полимерной композиции при закачке его в скважину «на потоке». Раствор сшивающей композиции может разбавляться до необходимого объема, удобного для закачки, при этом объем воды, пошедший на разбавление сшивающей композиции, вычитается из объема воды, предназначенного для приготовления гелеобразующей композиции.

Аналогично готовится водный раствор с концентрациями: 4,00%_масс. полимерной композиции, содержащей 14,5%_масс. ПАА и 85,5%_масс. микрокрокальцита; а сшиватель, в количестве 0,05%_масс. ацетата хрома, дозируется в раствор полимерной композиции при закачке его в скважину «на потоке». Аналогично сшиватель может разбавляться до необходимого объема, удобного для закачки, при этом объем воды, пошедший на разбавление сшивателя, вычитается из объема воды, предназначенного для приготовления гелеобразующей композиции.

Полимерный раствор со сшивающим агентом закачивают в скважину и закачиваемой водой продавливают в пласт. Предельное значение допустимого давления закачки, когда процесс осуществляется с установкой пакера, составляет 16 МПа, а если процесс закачки указанного состава реализуется без установки пакера, то допустимое давление равно 9-10 МПа.

После закачки полимер-дисперсного состава в пласт подключают систему ППД.

Применение предлагаемого способа разработки неоднородного нефтяного пласта направлено на выравнивание профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничение водопритока в реагирующих добывающих скважинах, способствует повышению эффективности разработки неоднородного пласта за счет повышения прочности полимерных систем, путем введения в них микрокремнезема или микрокальцита.

Применение предложенного способа позволяет повысить нефтеотдачу пластов за счет повышения эффективности изоляции вод в неоднородных пластах созданием прочного гидроизолирующего экрана и подключения в разработку нефтенасыщенных, ранее не задействованных зон последующим заводнением.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный полимер-дисперсный состав и способ разработки неоднородного нефтяного пласта с его применением.

Источники информации

1. Патент РФ №2541973, Е21В 43/22, C09K 8/584 - прототип.

2. Патент РФ №2398102, Е21В 43/22 - аналог.

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в скважину водного полимердисперсного состава, содержащего полиакриламид, сшивающий агент и микроармирующую добавку, и продавку его в пласт водой, отличающийся тем, что используют полимерную композицию, содержащую, масс. %:

полиакриламид
частично гидролизованный	12,00-17,00
микрокремнезем или
микрокальцит	остальное

в качестве сшивающего агента используют ацетат хрома(III) или сшивающую композицию следующего компонентного состава, масс. %: ацетат хрома(III) 2,00-10,00 и 20,0-23,0%-ная соляная кислота - остальное, указанный состав получают введением в воду пресную или минерализованную с плотностью до 1,012 г/см³ указанной полимерной композиции, содержащей микрокремнезем, при перемешивании ее до полной гидратации полиакриламида и затем введением сшивающего агента - ацетата хрома(III) или указанной сшивающей композиции при закачке в скважину, при следующем соотношении компонентов, масс. %:

указанная полимерная композиция,
содержащая микрокремнезем	1,0-7,0
ацетат хрома(III)	0,01-0,1
или указанная сшивающая композиция	0,5-1,5
вода пресная или минерализованная	остальное

или введением в воду пресную или минерализованную с плотностью до 1,012 г/см³ указанной полимерной композиции, содержащей микрокальцит, при перемешивании ее до полной гидратации полиакриламида и затем введением сшивающего агента - ацетата хрома(III) при закачке в скважину, при следующем соотношении компонентов, масс.%:

указанная полимерная композиция,
содержащая микрокальцит	1,0-7,0
ацетат хрома(III)	0,01-0,1
вода пресная или минерализованная	остальное

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение селективности и глубины проникающей кислотной обработки пласта, повышение степени промывки призабойной зоны от продуктов реакции и загрязнителей, сокращение времени вывода скважины в режим.

Щелочной персульфат для разжижения при низкой температуре загущенной разветвленным полимером технологической жидкости // 2621236

Изобретение относится к добыче нефти или природного газа и их перекачиванию по трубопроводам. Способ разжижения жидкости, обладающей кажущейся вязкостью более 5 сП и применяемой при добыче нефти или природного газа, где жидкость содержит водорастворимый разветвленный полисахарид, растворенный в воде, выбираный из группы, состоящей из ксантана, диутана и любых их производных, и способ включает стадию обеспечения контакта указанной жидкости с одним или несколькими водорастворимыми персульфатами и одним или несколькими сильными основаниями, которую осуществляют при одной или нескольких температурах менее 100°F (37,8°С).

Щелочной персульфат для разжижения при низкой температуре загущенной разветвленным полимером технологической жидкости // 2621233

Изобретение относится к добыче нефти или природного газа. Способ разжижения жидкости, обладающей кажущейся вязкостью более 5 сП и применяемой при добыче нефти или природного газа, содержащей один или несколько водорастворимых синтетических полимеров, выбранных из приведенной группы, включает стадию обеспечения контакта указанной жидкости с одним или несколькими водорастворимыми персульфатами и одним или несколькими сильными основаниями, которую проводят при одной или нескольких температурах менее 100ºF (37,8ºС).

Жидкости для обработки нефтяных месторождений // 2620672

Изобретение относится к обслуживанию скважин. Технический результат – уменьшение времени смешивания ингредиентов жидкости обслуживания скважин, возможность смешивания в процессе применения.

Высококонцентрированные текучие соли алкилполиалкоксисульфатов // 2619612

Настоящее изобретение относится к высококонцентрированным композициям солей алкилполиалкоксисульфатов - АПАС, применяемым в прикладных задачах, связанных с нефтяными и газовыми месторождениями.

Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению // 2619575

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. В способе разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, включающем закачку в пласт осадкогелеобразующего состава на водной основе, содержащего силикат щелочного металла и хлорид двухвалентного металла, первоначально в пласт в качестве силиката щелочного металла через нагнетательную скважину в виде суспензии закачивают стекло натриевое порошкообразное, при этом используют пресную или минерализованную воду с минерализацией не более 50 г/л, указанную суспензию продавливают в пласт буферным объемом воды 3-15 м3, после этого в нагнетательную скважину закачивают используемый в качестве хлорида двухвалентного металла хлорид магния и/или хлорид кальция, вслед за этим реагенты продавливают буферным объемом воды 15-30 м3, далее скважину оставляют на реагирование на 8-24 часа, после чего скважину запускают в работу, причем в качестве хлорида кальция используют товарные формы хлорида кальция или минерализованную воду с минерализацией не более 50 г/л.

In situ экстракция из нефтеносного песка посредством аммиака // 2618798

Изобретение относится к способам добычи нефти из подземной формации. Способ добычи нефти из подземного резервуара осуществляется посредством введения безводного газообразного аммиака при более высокой температуре, чем температура резервуара, и при давлении, позволяющем газообразному аммиаку заполнить полости в подземном резервуаре, конденсироваться при контакте с нефтью с образованием жидкого аммиака, вступающего во взаимодействие с компонентами нефти с образованием поверхностно-активных веществ, способствующих образованию эмульсии нефти в аммиаке, с последующим извлечением образованной эмульсии из подземного резервуара.

Композиция и способ отбора углеводородных флюидов из подземного резервуара // 2618239

Изобретение относится к композиции, включающей сшитые набухающие полимерные микрочастицы, способные гидролизоваться при нейтральном или более низком значении pH, и способу изменения водопроницаемости подземной формации путем введения таких композиций в подземную формацию.

Способ электрохимической подготовки жидкости, закачиваемой в нефтегазоносный пласт, с целью изменения сорбционной ёмкости коллектора // 2618011

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Для электрохимической подготовки закачиваемой в нефтегазоносный пласт жидкости используют электродные пары с соотношением площадей, не равным 1, размещенные в разных корпусах из электроизоляционных материалов.

Способ очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований // 2617135

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта - ПЗП. В способе очистки ПЗП от глинистых образований удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе, содержащий бисульфат натрия в количестве 15-17 мас.

Дисперсионная жидкость для бурения и способ добычи полезных ископаемых с помощью дисперсионной жидкости // 2627060

Группа изобретений относится к бурению скважин и разработке месторождений углеводородов. Технический результат – разложение жидкости обработки при конкретных температурных условиях с одновременным ее удешевлением и возможностью использовать ее в больших количествах.

Нейтрализующий материал для рекультивации закисленных почв // 2626646

Изобретение может быть использовано при утилизации отходов промышленного производства. Шлак производства феррованадия силикоалюминотермическим способом используют в качестве нейтрализующего материала для рекультивации закисленных почв терриконников.

Состав и способ приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин // 2626475

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин.

Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин // 2626097

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин. Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин заключается в том, что в нефтяную добывающую скважину закачивают два реагента.

Композиция, включающая соединение алкоксилированного амина и соединение карбоновой кислоты, ее применение в буровых жидкостях типа "вода в масле" и для улучшения свойств текучести на холоде сырой нефти // 2625683

Настоящее изобретение относится к композиции, содержащей соединения аминов, и их применению в буровых жидкостях. Композиция для применения в или в качестве буровой жидкости типа «вода в масле», содержащая: (А) одно или более первичных, вторичных или третичных алкоксилированных соединений аминов, (B) одно или более соединений карбоновых кислот, выбранных из одного или более представителей группы эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с моноспиртами и эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с полиолами, (C) масло, являющееся текучим по меньшей мере при 25°C, (F) воду и дополнительно соли, растворенные в воде в концентрации более 1 мас.%, и композиция является эмульсией типа «вода в масле», в которой масло образует непрерывную фазу, а вода образует дисперсную фазу.

Использование метилгидроксиэтилцеллюлозы в качестве добавки к цементу // 2625408

Настоящее изобретение относится к способу цементирования трубы или оболочки в газовой скважине, который включает в себя: (а) ввод в ствол скважины цементирующего раствора, включающего в себя воду, цемент и метилгидроксиэтилцеллюлозу (МНЕС) и в котором количество МНЕС находится в интервале от 0,05 до 1,50 процентов по массе цемента, при этом плотность цементирующего раствора находится в интервале от 0,72 г/см3 (6,0 ppg) до 1,74 г/см3 (14,5 ppg), и (b) предоставление возможности раствору затвердеть в твердую массу.

Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта // 2625129

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - замедление скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличение степени охвата обработкой пласта, предотвращение образования кольматирующих отложений с усиленным эффектом стабилизации железа, возможность использования для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными коллекторами.

Способ деструкции сшитого геля в рабочей жидкости для обработки нефтедобывающих скважин // 2624496

Изобретение относится к обработке нефтедобывающих скважин, а именно к композициям, обеспечивающим деструкцию высоковязких жидкостей на водной основе, применяемых в гидравлическом разрыве пласта – ГРП.

Пеноцементный тампонажный материал для крепления скважин // 2623759

Изобретение относится к вспененным тампонажным материалам, применяемым при креплении обсадных колонн. Технический результат: улучшение эксплуатационных характеристик пеноцементного тампонажного материала и повышение технологичности его использования, в частности: получение прочного и долговечного контакта пеноцемента с горной породой и обсадной колонной во всем интервале цементирования за счет улучшения прочностных показателей пеноцемента и повышения его однородности, снижение реологических и фильтрационных характеристик пеноцементного раствора, а также сокращение сроков схватывания.

Способ изготовления легковесного кремнезёмистого проппанта и проппант // 2623751

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта.

Способ регулирования профиля приёмистости нагнетательной скважины (варианты) // 2627785

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами и для ограничения водопритока в добывающей скважине. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов, повышение эффективности охвата пласта воздействием и расширение технологических возможностей способа. В способе регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, включающем приготовление и закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего ксантан, ацетат хрома, поверхностно-активное вещество – ПАВ и воду, и технологическую выдержку для гелеобразования, предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины. По одному варианту при приемистости 150-300 м3/сут до закачки гелеобразующего состава закачивают оторочку водного раствора щелочного реагента с концентрацией 0,05-5,0 мас. % в объеме 5-10 м3, затем осуществляют закачку гелеобразующего состава, дополнительно содержащего бактерицид - формалин или глутаровый альдегид, при содержании компонентов, мас. %: ксантан - 0,2-0,4, ацетат хрома - 0,02-0,04, ПАВ - 0,1-0,2, бактерицид - 0,05-2,0, вода пресная - остальное, после этого осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ, содержащего, мас. %: щелочной реагент - 0,1-2,0, ПАВ - 0,005-3,0, вода с минерализацией 0,15-300 г/л - остальное, при объемном соотношении гелеобразующего состава к оторочке водного раствора щелочного реагента и ПАВ, выбранном в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и составляющем 1:(0,5÷3), продавливают указанную оторочку в пласт водой с минерализацией 0,15-300 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку от 2 до 5 сут. По другому варианту при приемистости 300-500 м3/сут до закачки гелеобразующего состава закачивают в пласт оторочку водного раствора щелочного реагента с концентрацией 0,05-5,0 мас. % в объеме 10-20 м3, осуществляют закачку гелеобразующего состава, дополнительно содержащего бактерицид - формалин или глутаровый альдегид, при содержании компонентов, мас. %: ксантан - 0,3-1,0, ацетат хрома - 0,03-0,1, ПАВ - 0,15-2,0, бактерицид - 0,05-2,0, вода пресная - остальное, после этого осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ при их содержании, мас. %: щелочной реагент - 0,1-2,0, ПАВ - 0,005-3,0, вода с минерализацией 0,15-300 г/л - остальное, при объемном соотношении гелеобразующего состава к указанной оторочке, выбранном в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и составляющем 1:(2÷4), продавливают в пласт указанную оторочку водой с минерализацией 0,15-300 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку от 2 до 7 сут. По третьему варианту при приемистости 500-600 м3/сут предварительно закачивают в пласт оторочку дисперсного состава в объеме 50-100 м, затем оторочку водного раствора щелочного реагента с концентрацией 0,05-5,0 мас. % в объеме 20-30 м3, после осуществляют закачку гелеобразующего состава, дополнительно содержащего бактерицид - формалин или глутаровый альдегид и полимер, при содержании компонентов, мас. %: ксантан - 0,5-2,0, ацетат хрома - 0,05-0,2, ПАВ - 0,5-4,0, бактерицид - 0,05-2,0, полимер - 0,1-1,0, вода пресная - остальное, после закачки гелеобразующего состава осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ при их содержании, мас. %: щелочной реагент - 0,1-2,0, ПАВ - 0,005-3,0, вода с минерализацией 0,15-300 г/л - остальное, при объемном соотношении гелеобразующего состава к указанной, выбранном в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и составляющем 1:(3÷5), продавливают в пласт указанную оторочку водой с минерализацией 0,15-300 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку от 4 до 12 сут. Используют в качестве щелочного реагента гидроксид натрия или тринатрийфосфат, или стекло натриевое жидкое, в качестве оторочки дисперсного состава - водную дисперсию наполнителя с концентрацией 0,01-10,0 мас. % или водную дисперсию наполнителя и полимера при соотношении компонентов, мас. %: наполнитель - 0,01-10, полимер - 0,005-1,0, вода с минерализацией 0,15-300 г/л – остальное, в качестве наполнителя - доломитовую или древесную муку, или бентонитовый глинопорошок, в качестве полимера - полиакриламид или натрий-карбоксиметилцеллюлозу, или гидроксиэтилцеллюлозу, в качестве ПАВ - указанные оксиэтилированные алкилфенолы. 3 н.п. ф-лы, 4 табл.