Способ разработки обводненной нефтяной залежи

Авторы патента:

Макинеко Владимир Васильевич (RU)

Губанов Владимир Борисович (RU)

Потешкина Кира Анатольевна (RU)

Силин Михаил Александрович (RU)

Магадова Любовь Абдулаевна (RU)

Y10S507/935 -

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

E21B43/16 - способы усиленной добычи для получения углеводородов (формирование трещин или разрывов E21B 43/26; добыча шлама E21B 43/29; восстановление загрязненной почвы на месте B09C)

Владельцы патента RU 2693101:

федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной нефтяной залежи в низкопроницаемом терригенном коллекторе заводнением. В способе разработки обводненной нефтяной залежи с низкопроницаемым терригенным коллектором путем последовательной закачки в нагнетательные скважины экранирующих буферных оторочек и промежуточной оторочки низковязкой гелеобразующей композиции экранирующие буферные оторочки представляют собой водно-полимерный раствор, содержащий, масс. %: высокомолекулярный сульфонированный полиакриламид AN 125 со степенью сульфонирования 25% мол., м.м. 8 млн ед., 0,01-0,3, ацетат хрома 0,001-0,03, пресная вода остальное, а в качестве промежуточной оторочки низковязкой гелеобразующей композиции используют состав, содержащий, масс. %: хлорид или полиоксихлорид алюминия 2,0-10,0, ацетат натрия 0,25-5,0, карбамид 0,25-15,0, пресная или минерализованная вода остальное, каждую экранирующую буферную оторочку используют в объеме, равном 10-100% от объема промежуточной оторочки. Технический результат - повышение степени охвата пласта заводнением за счет обеспечения максимальной глубины проникновения в пласт промежуточной оторочки низковязкой гелеобразующей композиции с увеличенным временем гелеобразования и высокими структурно-механическими свойствами, что является следствием использования указанной совокупности оторочек с оптимизированными рецептурами. В результате достигается предотвращение разбавления гелеобразующей композиции пластовой и закачиваемой водой. 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам разработки обводненной нефтяной залежи в низкопроницаемом терригенном коллекторе заводнением.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в нефтяной пласт гелеобразующего состава на основе солей алюминия и карбамида, причем в качестве солей алюминия используются жидкие алюмосодержащие отходы при следующих соотношениях, масс. %: жидкие алюмосодержащие отходы 20,0-75,0; карбамид 15,0-50,0; вода остальное (RU 2120544, 1998).

Недостатком известного способа является нестабильность качества получаемого геля из-за неоднородности применяемых алюмосодержащих отходов, а также использование высоких концентраций реагентов.

Известен гелеобразующий состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи, который содержит соли алюминия (2,5-20,0% масс.), ацетат натрия (2,0-10,0% масс.) и воду, и может содержать карбамид (до 30% масс.) и мелкодисперсный полиакриламид с диаметром частиц 40-80 мкм (до 2,5% масс.) (RU 2529975, 2014).

Недостатком данного гелеобразующего состава, не содержащего мелкодисперсный полиакриламид, является снижение его структурно-механических характеристик за счет разбавления водой при глубоком проникновении в водонасыщенный пласт, а также невозможность его использования из-за повышенной вязкости при содержании в нем мелкодисперсного полиакриламида, в низкопроницаемых пластах, что существенно ограничивает его область применения.

Наиболее «близким по технической сущности к заявляемому способу является способ разработки обводненной залежи путем закачки в нагнетательные скважины низковязкой гелеобразующей композиции в объеме не менее 25 м³, представляющей собой 5,0-30,0 масс. % раствор изолирующего состава ВИС-1 в пресной или минерализованной воде в объеме не менее 25 м³. При этом, с целью предотвращения разбавления низковязкой гелеобразующей композиции пластовой и закачиваемой водой при ее глубоком проникновении в водонасыщенный пласт, до и после нее закачивают экранирующую буферную оторочку раствора, содержащего 0,1-0,5 масс. % высокомолекулярного гидролизованного полиакриламида в пресной воде в количестве от 10 до 100% от объема низковязкой гелеобразующей композиции (RU 2475635, 2013).

Недостатком известного способа является низкая эффективность используемого гелеобразующего состава, обусловленная невысоким временем гелирования последнего. Высокая адсорбция полиакриламида на породе не позволяет использовать гелеобразующие составы на основе солей алюминия и карбамида с длительным временем гелеобразования вследствие разбавления состава при движении его по водонасыщенному пласту.

Таким образом, известный способ недостаточно эффективен.

Технической проблемой, на решение которой направлено данное изобретение, является повышение эффективности способа разработки обводненной нефтяной залежи.

Указанная техническая проблема решается описываемым способом добычи нефти из обводненной нефтяной залежи с низкопроницаемым терригенным коллектором путем последовательной закачки в нагнетательные скважины экранирующих буферных оторочек и промежуточной оторочки низковязкой гелеобразующей композиции, причем экранирующие буферные оторочки представляют собой водно-полимерный раствор следующего состава, масс. %:

высокомолекулярный сульфонированный
полиакриламид AN 125 со степенью сульфонирования 25% мольн.,
м.м. 8 млн.ед.	0,01-0,3
ацетат хрома	0,001-0,03
пресная вода	остальное,

низковязкая гелеобразующая композиция имеет состав, масс. %:

хлорид или
полиоксихлорид алюминия	2,0-10,0
ацетат натрия	0,25-5,0
карбамид	0,25-15,0
пресная или минерализованная вода	остальное,

каждую экранирующую буферную оторочку используют в объеме, равном 10-100% от объема промежуточной оторочки.

Полученный технический результат заключается в повышении степени охвата пласта заводнением, что является следствием использования предлагаемой совокупности оторочек с оптимизированными рецептурами, в т.ч. за счет обеспечения максимальной глубины проникновения в пласт промежуточной оторочки низковязкой гелеобразующей композиции с увеличенным временем гелеобразования и высокими структурно-механическими свойствами, а также указанного состава экранирующих оторочек. В результате достигается предотвращение разбавления гелеобразующей композиции пластовой и закачиваемой водой.

Сущность описываемого способа заключается в следующем.

По описываемому изобретению осуществляют разработку нефтяной залежи заводнением. До закачивания используемой системы оторочек и после окончания закачивания в нагнетательные скважины, традиционно, закачивают подтоварную воду. На первом этапе применения описываемого способа в нагнетательную скважину закачивают экранирующую буферную оторочку, в качестве которой используют раствор, содержащий высокомолекулярный сульфонированный полиакриламид (ВМСПАА) AN 125 в количестве 0,01-0,3 масс. % в пресной технической воде с добавлением 0,001-0,03 масс. % ацетата хрома. Затем закачивают промежуточную оторочку низковязкой гелеобразующей композиции (гелеобразующий состав), в качестве которой используют состав, содержащий, масс. %: хлорид или полиоксихлорид алюминия 2,0-10,0; ацетат натрия 0,25-5,0; карбамид 0,25-15,0; пресная или минерализованная вода - остальное, до 100 в объеме не менее 25 м³, а затем вновь экранирующую буферную оторочку - раствор, содержащий 0,01-0,3 масс. % ВМПАА AN 125 в пресной технической воде с добавлением 0,001-0,03 масс. % ацетата хрома. При этом каждую экранирующую буферную оторочку используют в объеме, равном 10-100% от объема применяемой промежуточной оторочки.

Для проведения способа используют:

1. Хлорид алюминия - кристаллический продукт белого или с желтоватым оттенком цвета, гигроскопичен, растворим в воде, спирте, эфире, хлороформе, выпускается по ГОСТ 3759-75.

2. Аква-Аурат 30 - полиоксихлорид алюминия - кристаллический порошок желтоватого цвета, массовая доля оксида алюминия не менее 30%, массовая доля хлора - не менее 35%, выпускается по ТУ 2163-069-00205067-2007.

3. Карбамид - кристаллический продукт белого цвета, массовая доля азота, в пересчете на сухое вещество, не менее 46,2%, выпускается по ГОСТ 2081-92.

4. Ацетат натрия - бесцветное кристаллическое вещество, допускаются оттенки от светло-желтого до светло-коричневого цвета, массовая доля основного вещества - не менее 50%, выпускается по ТУ 2432-043-07510508-2003.

5. Изолирующий состав ВИС-1, выпускается по ТУ 2484-087-17197708-2004, представляет собой композицию, полученную на основе солей алюминия, карбамида и поверхностно-активных веществ. Порошок светло-желтого цвета (сухая форма).

Содержит, % масс.:

Оксихлорид алюминия	- 30
Мочевина	- 68
ПАВ	- 2

6. ВМСПАА AN 125 - производится компанией «СНФ Восток», представляет собой сульфонированный полиакриламид, являющийся сополимером акриламида и акриламидопропилсульфоновой кислоты, степень сульфонирования 25% мольн., ориентировочный молекулярный вес 8 миллионов у.ед..

7. Хром(III) ацетат (хром(III) уксуснокислый), содержащий в растворе не менее 11,35% масс. хрома(III), выпускается по ТУ 0254-031-17197708-96 с изм. 1-3.

8. Минерализованная вода плотностью 1,211 г/см³, с содержанием катионов Са⁺⁺ и Mg⁺⁺ 25 800 мг/л.

9. Минерализованная вода плотностью 1,012 г/см³, с содержанием катионов Са⁺⁺ и Mg⁺⁺ 1000 мг/л.

10. Пресная вода.

Для иллюстрации описываемого способа проводят испытания образцов используемых оторочек.

Для этого готовят составы оторочки низковязкой гелеобразующей композиции с различными концентрациями компонентов.

Состав 1.

В стеклянном стакане на 250 мл в 195,0 г (97,5% масс.) минерализованной воды плотностью 1,211 г/см³ растворяют 4,0 г (2,0% масс.) полиоксихлорида алюминия (аква-аурата), 0,5 г (0,25% масс.) ацетата натрия и 0,5 г (0,25% масс.) карбамида. В результате, смешиваемые реагенты полностью растворяются в воде, при этом получается однородный полупрозрачный раствор низкой вязкости. Состав 2.

В стеклянном стакане на 250 мл в 170,0 г (85,0% масс.) минерализованной воды плотностью 1,012 г/см³ растворяют 16,0 г (8,0% масс.) полиоксихлорида алюминия (аква-аурата), 4,0 г (2,0% масс.) ацетата натрия и 10,0 г (5,0% масс.) карбамида. В результате, смешиваемые реагенты полностью растворяются в воде, при этом получается однородный полупрозрачный раствор низкой вязкости.

Состав 3.

В стеклянном стакане на 250 мл в 140,0 г (70,0% масс.) пресной воды растворяют 20,0 г (10,0% масс.) шестиводного хлорида алюминия, 10,0 г (5,0% масс.) ацетата натрия и 30,0 г (15,0% масс.) карбамида. В результате, смешиваемые реагенты полностью растворяются в воде, при этом получается однородный полупрозрачный раствор низкой вязкости.

Состав 4 (по известному способу).

В стеклянном стакане на 250 мл в 170,0 г минерализованной воды плотностью 1,012 г/см³ растворяют 15,0 г изолирующего состава ВИС-1. В результате, смешиваемый реагент полностью растворяется в воде, при этом получается однородный полупрозрачный раствор низкой вязкости.

Приготовленные составы нагревают в термошкафу в закрытых тефлоновых стаканах при температуре 85°C.

Состав гелеобразующей композиции (гелеобразующего состава), а также данные по времени образования геля при температуре 85°C и комплексной вязкости гелей при различном содержании реагентов в гелеобразующих составах представлены в таблице 1.

В результате нагрева получают неподвижный однородный гель. Время гелеобразования при одинаковой температуре исследования зависит от типа, концентрации реагентов и их соотношения. Так, из таблицы 1 следует, что, несмотря на одинаковую общую концентрацию реагентов, время образования геля у состава 2 в 3, 4 раза выше, чем у известного состава (состав 4).

Комплексная вязкость состава, содержащего ацетат натрия, (состав 2) также значительно выше, чем у известного состава (состав 4).

При закачке в пласт водных растворов ВМСПАА наблюдается значительная адсорбция полимера на поверхности поровых каналов, что значительно снижает эффективность технологии, т.к. после полной адсорбции полимера будет происходить смешение гелеобразующего состава с пластовой водой.

Объем адсорбированного полимера вычисляют следующим образом (Магадова Л.А., Губанов В.Б., ВуАнь. Фан. Разработка состава для технологии ПАВ-полимерного заводнения применительно к условиям месторождения Белый Тигр. Промышленный сервис. - 2016. - №3. - С. 21-25):

где:

ΔV_п - объем адсорбированного ВМСПАА,

V_п⁰ - закачиваемый объем раствора ВМСПАА,

V_п^к - объем раствора ВМСПАА, прошедший через поровое пространство,

R_ост - остаточный фактор сопротивления, полученный на основании фильтрационных исследований.

Объем оторочки раствора ВМСПАА в призабойной зоне пласта рассчитывают по формуле 2:

где:

V_от.- объем оторочки раствора ВМСПАА в призабойной зоне пласта, м³,

r - радиус распространения раствора, м; π=3,14;

h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

m - пористость пласта, доли ед.;

S_w - водонасыщенность.

Исходя из вышеописанных формул 1 и 2, объем оторочки раствора ВМСПАА с учетом его адсорбции в пористой среде определяется по формуле 3:

где V_от^A - оторочки раствора ВМСПАА с учетом его адсорбции в пористой среде (равен объему адсорбированного полимера в пласте).

Таким образом, при закачке в продуктивный пласт раствора ВМСПАА объемом V_от^A радиус распространения раствора ВМСПАА будет выражаться следующей формулой (4):

поэтому, чем ниже адсорбция полимера, тем ниже фактор остаточного сопротивления и тем выше радиус распространения раствора ВМСПАА.

Для снижения адсорбции ВМСПАА используется высокомолекулярный сульфонированный полиакриламид марки AN 125, а в раствор полимера добавляют сшиватель - ацетат хрома (АХ). Снижение адсорбции сшитого высокомолекулярного сульфонированного ПАА будет происходить за счет экранирования активных групп полимера.

Неоднородность пласта по проницаемости отражается на коэффициенте охвата пласта заводнением, снижение неоднородности продуктивного пласта достигается при применении технологий, суть которых заключается в селективной закачке в высокопроницаемые зоны продуктивного пласта тампонирующего состава, тем самым выравниваются проницаемости высоко- и низкопроницаемых зон. Степень тампонирования высокопроницаемой зоны пласта (уменьшение его проницаемости) определяется фактором остаточного сопротивления, представляющим собой отношение проницаемости высокопроницаемой зоны до воздействия к значению проницаемости после обработки составом.

В таблице 2 представлены данные по показателю - «фактор остаточного сопротивления», полученные при фильтрации несшитых и сшитых растворов ПАА низкой вязкости через насыпные модели (в водонасыщенные модели закачивают по одному поровому объему состава, используемого в эксперименте).

Для оценки влияния на тампонирующие свойства компонентного состава оторочки гелеобразующей композиции, а также предварительной и последующей закачки оторочек экранирующей буферной жидкости, представляющей собой сшитый раствор полиакриламида в пресной воде (ВМСПАА) проводят фильтрационные исследования для определения фактора остаточного сопротивления.

Методика исследований.

Готовят модели пласта, насыщенные минерализованной водой плотностью 1,012 г/см³ при 20°C, с вязкостью 1,024 мПа*с при 20°C и проницаемостью по минерализованной воде порядка 0,2 мкм².

Согласно разработанной методике при температуре пористой среды 85°C в первую модель закачивают 0,15V_пор (порового объема) гелеобразующего состава (состав 2 из таблицы №1), а затем, закачав 0,2 V_пор воды, выдерживают модель при данной температуре для проведения процесса гелеобразования в течение 24 часов.

Во вторую модель при температуре пористой среды 85°C закачивают 0,15 V_пор гелеобразующего состава (состав 2 из таблицы №1), а затем, закачав 0>7 V_пор воды, выдерживают модель при данной температуре для проведения процесса гелеобразования в течение 24 часов.

В третью модель при температуре пористой среды 85°C закачивают 0,3%-ный раствор ВМСПАА (AN 125) с добавлением 0,01% ацетата хрома, затем гелеобразующий состав (состав 2 из таблицы №1) и снова 0,3%-ный раствор ВМСПАА (AN 125) с добавлением 0,01% ацетата хрома в объеме по 0,15V_пор каждого состава. То есть, в сумме закачивают 0,45V_пор различных водорастворимых составов. Далее, предполагая, что процесс продвижения водорастворимых составов внутри модели пласта, содержащей водную фазу, будет носить поршневой характер, закачивают в модель пласта 0,55V_пор воды. Тем самым, моделируя процесс продвижения пачки тампонирующих реагентов в пористой среде продуктивного коллектора, перемещают весь объем закачанных составов к выходу модели пласта. После выдержки в течение 24 часов для прохождения процесса гелеобразования, проводят фильтрацию минерализованной воды в том же направлении, в каком проводилась закачка составов, при разных расходах до стабилизации перепада давления. Определяют конечный коэффициент проницаемости по воде и фактор остаточного сопротивления.

В четвертую модель при температуре пористой среды 85°C закачивают 0,01%-ный раствор ВМСПАА (AN 125) с добавлением 0,03% ацетата хрома, затем гелеобразующий состав (состав 2 из таблицы №1) и снова 0,01%-ный раствор ВМСПАА (AN 125) с добавлением 0,03% ацетата хрома, в объеме по 0,15V_пор каждого состава. То есть в сумме закачали 0,45V_пор различных водорастворимых составов. Далее, предполагая, что процесс продвижения водорастворимых составов внутри модели пласта, содержащей водную фазу, будет носить поршневой характер, закачали в модель пласта 0,55V_пор воды. Тем самым, моделируя процесс продвижения пачки тампонирующих реагентов в пористой среде продуктивного коллектора, перемещают весь объем закачанных составов к выходу модели пласта. После выдержки в течение 24 часов для прохождения процесса гелеобразования, проводят фильтрацию минерализованной воды в том же направлении, в каком проводилась закачка составов, при разных расходах до стабилизации перепада давления. Определяют конечный коэффициент проницаемости по воде и фактор остаточного сопротивления.

Результаты фильтрационных исследований на водонасыщенных моделях терригенного пласта по оценке фактора остаточного сопротивления представлены в таблице 3.

Как следует из таблицы 3, при использовании гелеобразующего состава без экранирующей буферной оторочки происходит снижение фактора остаточного сопротивления при движении состава вглубь водонасыщенной модели. Так, в опыте 2 фактор остаточного сопротивления (5, 10) значительно ниже, чем в опыте 1 (27, 40). При этом полученные факторы остаточного сопротивления значительно выше, чем у известного способа с аналогичной общей концентрацией, что объясняется высокими структурно-механическими характеристиками описываемого гелеобразующего состава.

При использовании в качестве оторочек раствора ВМСПАА (AN 125) получен фактор остаточного сопротивления 18, 70 для раствора ВМСПАА (AN 125) в концентрации 0,3% масс. с добавлением ацетата хрома (АХ) 0,01% масс. и фактор остаточного сопротивления 9,56 для раствора ВМСПАА (AN 125) в концентрации 0,01% масс. с добавлением ацетата хрома 0,03% масс., что значительно выше, чем у состава с аналогичной общей концентрацией гелеобразующего состава по известному способу.

Диапазон концентрации ВМСПАА (AN 125) выбирают на основании следующих данных:

- минимальная концентрация ВМСПАА (AN 125) составляет 0,01% масс., ниже которого раствор ВМСПАА (AN 125) не будет препятствовать, за счет слишком низкой вязкости, разбавлению раствора гелеобразующего состава пластовой и закачиваемой водой, а максимальная концентрация (0,3 масс. %) ограничивается высокой вязкостью раствора полиакриламида и экономической целесообразностью.

- минимальная концентрация ацетата хрома составляет 0,001% масс., ниже которой раствор ВМСПАА (AN 125) не будет препятствовать, за счет слишком низкой вязкости разбавлению раствора гелеобразующего состава пластовой и закачиваемой водой, а максимальная концентрация (0,03 масс. %) ограничивается высокой вязкостью сшитого раствора полиакриламида и экономической целесообразностью.

Диапазон объема буферной пачки выбран на основании следующих данных:

- минимальное значение объема буферной пачки составляет 10% от объема гелеобразующего состава, ниже которого будет происходить разбавление раствора гелеобразующего состава пластовой и закачиваемой водой, а максимальный объем - 100% от объема гелеобразующего состава ограничивается экономической целесообразностью.

Минимальный объем используемого гелеобразующего состава -25 м3 выбран с учетом опыта применения аналогичных составов на практике, что составляет, примерно, 0,15Vпор для части пласта толщиной 1 м и радиусом 20 м, при пористости около 13,6% (такая пористость может быть характерна для низкопроницаемых терригенных коллекторов Западной Сибири).

Максимальный объем используемого гелеобразующего состава ограничивается экономической целесообразностью и составляет не более 0,6 Vпор.

Таким образом, описываемый способ позволяет повысить степень охвата пласта заводнением, что подтверждают данные фильтрационных исследований, представленных в таблице 3, моделирующих закачку описываемой системы оторочек в водонасыщенный пласт, а именно фактор остаточного сопротивления в экспериментах №3 и №4 составляет 18,70 и 9,56, соответственно, что показывает во сколько раз снизится проницаемость высокопроницаемых пропластков после воздействия системы оторочек. Полученные результаты доказывают эффективность данного способа.

Способ разработки обводненной нефтяной залежи с низкопроницаемым терригенным коллектором путем последовательной закачки в нагнетательные скважины экранирующих буферных оторочек и промежуточной оторочки низковязкой гелеобразующей композиции, отличающийся тем, что экранирующие буферные оторочки представляют собой водно-полимерный раствор следующего компонентного состава, масс. %:

высокомолекулярный сульфонированный
полиакриламид AN 125 со степенью сульфонирования 25% мол.,
м.м. 8 млн ед.	0,01-0,3
ацетат хрома	0,001-0,03
пресная вода	остальное,

а в качестве промежуточной оторочки низковязкой гелеобразующей композиции используют состав, содержащий, масс. %:

хлорид или
полиоксихлорид алюминия	2,0-10,0
ацетат натрия	0,25-5,0
карбамид	0,25-15,0
пресная или
минерализованная вода	остальное,

каждую экранирующую буферную оторочку используют в объеме, равном 10-100% от объема промежуточной оторочки.

Изобретение относится к топливной и горной промышленности. Технический результат - повышение эффективности удаления кольматирующих образований при реагентной обработке скважины и освоения скважины в целом.

Сформованные прессованные гранулы для медленного выпуска в скважину скважинных обрабатывающих агентов и способы их применения // 2690979

Изобретение относится к сформованным прессованным гранулам и способу их применения для медленного выпуска в скважину скважинных обрабатывающих агентов. Предлагается сформованная прессованная гранула связующего и скважинного обрабатывающего композита, содержащего скважинный обрабатывающий агент и кальцинированный пористый оксид металла, пористость и проницаемость которого таковы, что указанный агент адсорбирован на кальцинированном пористом оксиде металла или в его поровых пространствах, и сформованная прессованная гранула получена путем кальцинирования пористого оксида металла, адсорбции скважинного обрабатывающего агента на кальцинированном пористом оксиде металла или в его поровые пространства для формирования скважинного обрабатывающего композита, где скважинный обрабатывающий агент выбран из группы, состоящей из ингибиторов отложений, ингибиторов коррозии, ингибиторов парафиноотложения, ингибиторов солеотложения, ингибиторов образования газогидратов, ингибиторов асфальтена, поглотителей кислорода, поглотителей сульфида водорода, биоцидов, вспенивающих агентов, антиэмульгаторов, поверхностно-активных веществ и их смесей, и добавления связующего в скважинный обрабатывающий композит, и затем прессования связующего и скважинного обрабатывающего композита в требуемую конфигурацию.

Способ добычи газа на месторождениях гидратов // 2689012

Изобретение относится к разработке месторождений газовых гидратов. Технический результат – повышение производительности по газу с минимальной техногенной нагрузкой.

Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем // 2688713

Изобретение относится к способам разработки месторождения сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение эффективности извлечения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем, сокращение материальных затрат при совместной закачке пара и углеводородного растворителя за счет оптимизации соотношения закачки углеводородного растворителя и пара.

Способы получения углеводородного материала, содержащегося в подземном пласте, и родственных стабилизированных эмульсий // 2687412

Изобретение относится к получению углеводородного матеиала, содержащегося в подземном пласте. Способ получения углеводородного материала из подземного пласта, включающий формирование суспензии для заводнения, включающей разлагающиеся частицы и флюид-носитель, закачивание суспензии в подземный пласт, содержащий углеводородный материал, для формирования эмульсии, стабилизированной разлагаемыми частицами, и удаления эмульсии из подземного пласта, и деградация по крайней мере части разлагаемых частиц после удаления указанной эмульсии из подземного пласта.

Нанопав для повышенной интенсификации углеводородов и способы формирования и применения таких нанопав // 2686752

Настоящее изобретение относится к способам и системам формирования стабилизированной эмульсии и извлечения углеводородного материала из подземного пласта. Способ получения углеводородного материала из по крайней мере одного подземного пласта и нефтеносного песчаника, включающий смешивание амфифильных наночастиц с флюидом-носителем для образования суспензии, амфифильные наночастицы включают основную часть, гидрофобные группы, присоединенные к первой стороне основной части, и гидрофильные группы, включающие анионные или катионные функциональные группы, присоединенные ко второй стороне основной части, до контактирования по крайней мере одного подземного пласта и взвеси, включающей нефтеносный песчаник и воду, с суспензией модифицируют величину рН суспензии, где модифицирование включает уменьшение величины рН суспензии, включающей амфифильные наночастицы, включающие катионные функциональные группы, для повышения растворимости амфифильных наночастиц в суспензии, реагирующей на уменьшение величины рН суспензии, или увеличение величины рН суспензии, включающей амфифильные наночастицы, включающие анионные функциональные группы, для повышения растворимости амфифильных наночастиц в суспензии, реагирующей на увеличение величины рН суспензии, контактирование по крайней мере одного подземного пласта и взвеси, включающей нефтеносный песчаник и воду, с суспензией для образования эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами, и удаление углеводородов из эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами.

Способ обработки добываемой или возвратной воды с использованием нуклеофильного агента для дезактивации разжижителя // 2681326

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 извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты) // 2681134

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.

Отклоняющие системы для использования при операциях обработки скважин // 2681011

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.

Способ очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований // 2679936

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.

Регулирующее вязкость жидкости для гидроразрыва вещество для применения в гидравлическом разрыве пласта // 2691183

Изобретение относится к обработке подземного пласта нефти или природного газа и может быть использовано при регулировании вязкости жидкости, используемой при гидравлическом разрыве подземного пласта.

Способ разработки нефтяной малоразведанной залежи // 2684556

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - повышение эффективности способа за счет повышения дебита добывающих скважин.

Устройство и способ для компенсации добычи природного газа из газового месторождения // 2684553

Группа изобретений относится к области добычи природного газа из газового месторождения, и в частности, к компенсации добычи природного газа при снижении пластового давления, ведущего к проседанию пластов.

Способ разработки нефтяного и газонефтяного пласта // 2683840

Изобретение относится к области разработки нефтяного и газонефтяного пласта трещино-кавернозно-порового типа с помощью добывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - обеспечение дополнительной добычи нефти и более высокой конечной нефтеотдачи пласта.

Способ разработки нефтяной малоразведанной залежи // 2683461

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - снижение затрат на разработку за счет уточненного размещения горизонтальных скважин и повышения дебита добывающих скважин.

Способ разработки битуминозных аргиллитов и песчаников // 2683015

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки битуминозных аргиллитов и песчаников. Первоначально бурят скважину, вскрывающую целевой объект, и устанавливают скважинное оборудование, обеспечивающее подъем продукции скважины и задавливание растворителя при давлении выше гидроразрыва пласта.

Способ извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты) // 2681134

Состав реагента для разработки нефтяного месторождения заводнением и способ его применения // 2693104

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам для регулирования охвата нефтяных пластов заводнением, и может найти применение при разработке нефтяных залежей, разрабатываемых с поддержанием пластового давления путем закачки воды или других агентов (газов и воздуха). Состав реагента для разработки нефтяного месторождения, включающий титановый коагулянт, полученный из титансодержащей руды лейкоксен, дополнительно содержит гидроксохлорид алюминия и карбамид при следующем соотношении компонентов, мас.%: титановый коагулянт 10-40, гидроксохлорид алюминия 20-40, карбамид 40-60. Способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в нефтяной пласт водной суспензии, где в нефтяной пласт закачивают 5-20 мас.% водную суспензию указанного выше реагента. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат заключается в повышении эффективности состава за счет увеличения срока работоспособности, улучшения реологических свойств получаемого в пластовых условиях геля, увеличения прочности геля, снижения времени гелеобразования, отсутствия синерезиса, а вследствие применения состава увеличения охвата пластов на 10-30%, а нефтеотдачи залежи на 0,01-2%. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 табл.