Порошковая композиция для ограничения водопритоков в скважины и способ ее применения

Изобретение относится к области добычи углеводородов, точнее к ограничению притока воды в добывающие скважины. Порошковая композиция для ограничения водопритоков в добывающих скважинах, содержащая гранулы модифицированного ионизирующим излучением гидролизованного полиакриламида и соль трехвалентного металла, представляет собой однородную смесь гранул размером 0.05-2 мм и текучесть не менее 20% от объемной текучести кварцевого песка, причем композиция содержит, мас.%: гранулы основного сульфата хрома 1-5 и гранулы полиакриламида, модифицированного ионизирующим излучением дозой 1-12 кГр в составе композиции, - остальное. Способ ограничения водопритоков в добывающей скважине путем закачки в пласт через трубное или затрубное пространство скважины полимерно-гелевой системы, получаемой смешением указанной выше порошковой композиции и подкисленной до pH менее 1.5 воды при концентрации композиции 0.5-5 мас.% и указанной воды - остальное, продавливания полимерно-гелевой системы в пласт водно-щелочным раствором и/или пластовой водой с выдержкой в статических условиях не менее 10 часов. Технический результат – увеличение продолжительности действия эффекта ограничения притока пластовых вод в скважину. 2 н.п. ф-лы, 1 табл., 2 пр.

 

Изобретение относится к области добычи углеводородов, точнее к ограничению притока воды в добывающие скважины.

Одной из важнейших проблем добычи нефти на поздней стадии разработки нефтяных месторождений является увеличение доли воды в добываемой продукции. Существует несколько причин обводнения, в том числе выработка запасов нефти на месторождении, нарушение гидродинамического режима призабойной зоны скважины из-за дефектов цементного кольца, нарушения герметичности эксплуатационной колонны, наличие заколонных и межпластовых перетоков пластовой воды и т.д. Появление воды в добывающей скважине снижает рентабельность нефтедобычи, вплоть до остановки работы скважины. С целью сохранения работоспособности скважины предложено множество способов для борьбы с этим негативным процессами.

Известно использование растворов солей хрома и полиариламида для ограничения притока пластовых вод в скважину [1]. По известному способу отдельно готовят водные растворы полимера и сшивающего агента, в том числе раствор соли хрома. Недостатком известного способа является использование реагентов в виде растворов, что усложняет процесс и может представлять опасность для работающих с ними операторов. Кроме того практика показала низкую селективность технологий, основанных на применении только растворов полимеров и сшивающих агентов, что явилось причиной появления модификации известного способа путем введения в состав композиций дисперсных инертных наполнителей.

Известен способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах [2] в котором ограничение водопритока в добывающей скважинах добиваются закачкой в пласт гелеобразующего состава - дисперсии в воде полиакриламида и ацетата хрома, дополнительно содержащего оксид цинка при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Полиакриламид 0,5-1,0
Ацетат хрома 0,03-0,1
Оксид цинка 0,04-0,06
Вода остальное

Известен [3] способ разработки неоднородного нефтяного пласта. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт водного раствора анионного полимера типа полиакриламида и соли поливалентного катиона в виде ацетата хрома, в котором в водный раствор дополнительно вводят оксид магния при следующем соотношении компонентов в водном растворе, мас. %:

Полиакриламид 0,3-1,0
Ацетат хрома 0,03-0,1
Оксид магния 0,015-0,07
Вода остальное,

при этом полиакриламид и ацетат хрома смешивают в соотношении, близком 10:1, а полученный водный раствор продавливают в пласт водой в объеме, превышающем объем колонны труб, по которой закачивают водный раствор, не менее чем на 0,5 м3. Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта [4], включающий закачку в пласт водного раствора анионного полимера типа полиакриламида и соли поливалентного катиона в виде ацетата хрома, в котором в водный раствор дополнительно вводят оксид цинка при следующем соотношении компонентов в воде, мас. %:

Полиакриламид 0,3-1,0
Ацетат хрома 0,03-0,1
Оксид цинка 0,03-0,1,

при этом полиакриламид и ацетат хрома смешивают в соотношении, близком 10:1, а полученный водный раствор продавливают в пласт водой в объеме, превышающем объем колонны труб, по которой закачивают водный раствор, с последующей технологической выдержкой на время гелеобразования водного раствора.

Известен [5] Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида - ПАА, ацетата хрома и оксида магния, в котором раствор дополнительно содержит стеклянное или базальтовое

микроармирующее волокно, предварительно обработанное 1-5%-ным водным раствором АФ9-6 или АФ9-12, или волокно строительное микроармирующее - ВСМ при следующей концентрации компонентов в растворе, масс. %:.

ПАА 0,3-1,0
ацетат хрома 0,03-0,1
оксид магния 0,015-0,07
указанное волокно 0,1-0,5

Известен [6] Способ ограничения водопритока в скважине, включающий приготовление и закачку в изолируемый интервал перфорации суспензии водонабухающего эластомера в растворе водорастворимого полимера, в котором в изолируемый интервал перфорации последовательно и непрерывно закачивают 5-15 м3 1-1,5%-ной суспензии водонабухающего эластомера в водном 0,1-0,2%-ном растворе водорастворимого полимера и 10-25 м3 водной суспензии бентонитового глинопорошка плотностью 1160-1320 кг/м3, указанный цикл закачивания повторяют от 1 до 5 раз в зависимости от приемистости интервала перфорации, по окончании закачивания дополнительно закачивают 5-10 м3 водного 0,5-0,8%-ного раствора водорастворимого полимера с добавлением 0,08-0,16% ацетата хрома от объема водорастворимого полимера, причем в качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид с массовой долей нерастворимого в воде остатка не более 0,3%, а в качестве водонабухающего эластомера - частично сшитый полиакриламид с массовой долей растворимой части не более 5%, растворы водорастворимого

Недостатком технических решений в работах [2-6] является сложность проведения работ, низкая эффективность при ограничении водопритоков в добывающих скважинах и применение в качестве сшивателя полиакриламида концентрированного водного раствора ацетата хрома (ТУ 2499-001-82330939-2008) имеющего первый класс опасности в водном растворе. Кроме того известные способы и реагенты требуют применения сложных специальных дозирующих установок, включающих в себя системы дозирования компонентов: дозирование подачи воды, дозирование жидкого сшивателя, дозирования порошка полимера. Нарушение пропорций между компонентами при работе непосредственно на скважине несет риски преждевременного образования геля в скважине и выводу ее из эксплуатации.

В качестве безопасного в использовании и простого способа увеличения добычи нефти известен реагент «Темпокрин» [7], представляющий собой полиакриламид, обработанный ионизирующим излучением и который закачивается в скважины в виде водной суспензии. Недостатком реагента и способа является его низкая эффективность при использовании для ограничения водопритоков в добывающих скважинах.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является известный из работы [8] реагент для нефтедобычи, содержащий порошкообразный полиакриламид ПАА, с молекулярной массой 14-25 млн. ед. и степенью гидролиза 20-30%, обработанный ионизирующим облучением дозой 3-20 кГр ускоренными электронами с энергией 5-10 МэВ в составе композиции, содержащей дополнительно 5-20 мас. % от массы ПАА стабилизатора-порошка сульфата алюминия или алюмокалиевых квасцов, и способ нефтедобычи, включающий закачку в нагнетательную скважину оторочки, водного раствора хлоридов натрия и кальция с минерализацией 4-40 г/л или пластовой воды той же минерализации и предложенного реагента при его концентрации 0,5-2,0 мас. %.

Недостатком указанного реагента и способа является ограниченная продолжительность эффекта ограничения водопритоков из-за низкой адсорбции гелей на породе и низкой термической стабильности образующихся гелей.

Целью изобретения является увеличение продолжительности действия эффекта ограничения притока пластовых вод в скважину за счет увеличения термической стабильности и адсорбции полимерного геля в пласте, упрощение технологического процесса, снижения вредного воздействия на окружающую среду.

Поставленная цель достигается тем, что ограничение водопритоков осуществляется использованием порошковой композиции содержащей гранулы модифицированного ионизирующим излучением гидролизованного полиакриламида и соли трехвалентного металла., при этом композиция характеризуется размером гранул - 0.05-2 мм, обладающих текучестью не менее 20% от объемной текучести кварцевого песка, а также следующим составом:

- гранулы основного сульфата хрома - 1-5% масс

- гранулы гидролизованного полиакриламида, модифицированного ионизирующим излучением дозой 1-12 кГр. - остальное.

Выделенный размер гранул компонентов в интервале 0.05-2 мм определен по результатам лабораторных испытаний и позволяет оптимальным образом производить смешение порошковой композиции с водой через дозирующие отверстия и получать однородную по объему полимерно-гелевую систему.

Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах реализуется следующим образом. Из порошковой композиции и воды готовят полмерно-гелевую систему следующего состава:

- порошковая композиция по п. 1 - 0.5-5% масс.

- вода, подкисленная до pH<1.5 - остальное

далее осуществляют закачку полимерно-гелевую систему в пласт через трубное или затрубное пространство скважины, продавливают ее в пласт щелочным раствором, например раствором карбоната натрия, и/или пластовой водой, производят технологическую выдержку в статических условиях не менее 10 часов, после чего скважину запускают в работу. Во время выдержки происходит повышение pH за счет диффузии в ПГС пластовой воды и щелочного раствора, следствием чего является рост вязкости и повышение упругих свойств гелей в поровом объеме обводненной части пласта.

Упрощение способа и снижение вредного воздействия на окружающую среду достигается использованием композиции порошкообразных компонентов. В исходном состоянии компоненты композиции находится в твердой фазе и не представляют собой значительной опасности для окружающей среды. После смешения с водой в нейтральной среде трехвалентный хром связывается полимером или переходит малорастворимый оксид хрома, который в среде флокулянта - растворимой частью полиакриламида, связывается в неподвижные глобулы.

Важным показателем способа является большая продолжительность эффекта ограничения выноса воды в скважину, которая напрямую зависит от стабильности полимерно-гелевой системы к действию температуры в пластовых условиях. Испытания в реальных условиях и в лаборатории при температуре до 95°C показало стабильность водоизолирующей системы в течении длительного времени в лабораторных и промысловых условиях.

Сущность изобретения состоит в том, что обработанный ионизирующим излучением гидролизованный порошкообразный полиакриламид в кислой среде образует дисперсные гели, имеющие пониженную набухаемость за счет подавления диссоциации карбоксильных групп добавкой сильной кислоты. Низкая набухаемость гелей в кислой среде дает возможность повысить текучесть системы и за счет этого провести более глубокую обработку пласта. Присутствующий в композиции основной сульфат хрома при контакте с водой переходит в раствор с образованием иона Cr+3. Этот ион может проявить сшивающие свойства в отношении макромолекул полиакриламида, но в кислой среде сшивание идет медленно и только для растворенных в воде макромолекул. Звенья макромолекул, которые находятся внутри гелевых частиц (сшитых ионизирующим излучением) практически не реагируют с ионом хрома, но макромолекулы, находящиеся на поверхности гелевой частицы могут в этом участвовать. Ион хрома дополнительно образует связь между поверхностными макромолекулами и молекулами полимера в растворе, что приводит к увеличению объема гелевых частиц и повышению их термической стабильности. Одновременно реакция сшивания между звеньями макромолекул на поверхности гелей и поверхностью породы приводит к усилению адсорбции гелевых частиц на породе, что создает устойчивое остаточное сопротивление в породе при фильтрации пластовой воды к скважине. В дальнейшем остаточное сопротивление создаваемое гелевыми частицами возрастает за счет роста величины pH воды контактирующей с гелем. Это происходит после контакта гелей с пластовой водой, имеющей pH близкий к 7 или после принудительного повышения pH путем продавки кислого геля в пласт раствором щелочи. Повышение pH приводит к восстановлению состояния ионизации карбоксильных групп гидролизованного полиакриламида, росту полиэлектролитного набухания гелей, и, как следствие, к ограничению движения пластовой воды к добывающей скважине.

Пример 1.

Предлагаемая композиция и способ ограничения выноса воды в добывающей скважине протестирован в настоящем примере в лабораторных условиях.

Для изучения свойств порошкообразной композиции для ограничения выноса воды в скважину в лабораторном контейнере смешали 98 г порошка гидролизованного на 30% полиакриламида с размером гранул 0.1-2 мм и 2 г основного сульфата трехвалентного хрома с размером гранул 0.05-0.2 мм. Размер гранул компонентов определяли методом микроскопии. Далее обработали композицию ионизирующим излучением дозой 6 кГр. Образец композиции был испытан далее в безводном состоянии на текучесть порошка.

В качестве метода измерения текучести пороков использован аналог метода определения текучести металлических порошков на воронке Холла (ГОСТ 20899-98). В настоящем испытании вместо воронки Холла использована близкая к ней по геометрическим размерам воронка вискозиметра В3-246 (ГОСТ 9070-75) с использованием возможности истечения порошков через свободное отверстие вискозиметра диаметром 10 мм. При измерении текучести порошков определяли время истечения 100 мл порошка из вискозиметра В3-246 и сравнивали его с временем истечения, окатанного кварцевого песка фракции 0.1-0.25 мм (по ГОСТ 22551-77). Текучесть определяли как отношению времени истечения стандартного кварцевого песка к времени истечения того же объема испытуемой порошкообразной композиции, выраженное в %.

Результат испытания - текучесть композиции - 66% от текучести кварцевого песка.

Следующим этапом явилось приготовление полимерно-гелевой системы (ПГС) Образец приготовлен следующим образом. Взяли 97 грамм воды хлор-кальциевого типа с минерализацией 17 г литр, добавили к ней 1 г концентрированной соляной кислоты и, при перемешивании, через воронку с отверстием 6 мм постепенно досыпали, 2 грамма порошкообразной композиции. Индикаторной бумагой определили величину pH на уровне 1. После перемешивания в течении 2-часов образцы выдержали в течении 48 часов без перемешивания и определили вязкость ПГС по описанной ниже методике.

Вязкость ПГС определяли на капиллярном вискозиметре с диаметром капилляра 5 мм и длиной 100 мм.

В результате измерения установлено, что вязкость данной ПГС составляет 1.5 сП. Далее к ПГС был добавлено эквивалентное количество щелочи в виде 10%-го водного раствора карбоната натрия и pH системы был увеличен до величины 7 ед., и для этой ПГС также была измерена вязкость, которая оказалась на уровне 13 сП. Далее эту систему поместили в термостат при температуре 95°C и выдержали ее в течении 48 часов. Величина вязкости ПГС после термической обработки составила 3.7 сП. В результате опыта установлено, что при низких значениях pH ПГС получаемая на основе предлагаемой порошковой композиции имеет низкую вязкость, которая возрастает при повышении pH. Термическая обработка такой системы при 95°C снижает вязкость, но она не достигает при этом вязкости воды, то есть не происходит полного ее разрушения. Для сравнения исследованы свойства ПГС на основе прототипа, содержащего полиакриламид и 4% алюмокалиевых квасцов. После термической обработки вязкость прототипа сравнялась с вязкостью воды, то есть образец разрушился.

Аналогичным образом были испытаны свойства порошкобразных композиций с другим содержанием компонентов. Результаты испытаний приведены в таблице 1. Результаты показывают соответствие требований к текучести порошковой композиции заявляемым требованиям - не менее 20% от текучести стандартного кварцевого песка. Также показывают более низкое значение вязкости ПГС при pH<1.5 и высокое значение вязкости, вплоть до потери подвижности - при pH>5. Если сравнивать с прототипом, то ПГС, приготовленная на основе прототипа (полиакриламид и алюмокалиевые квасцы), не выдерживает термической обработки при в 95° с и его вязкость снижается до вязкости воды.

Следует отметить, что основной рост вязкости ПГС с ростом pH происходит в интервале pH=1.5-5.0, а дальнейшее увеличение pH мало влияет на вязкость, поэтому в таблице 1 указаны односторонние интервалы значения pH. Вследствие того, что pH пластовых вод обычно выше величины 5 ед., то при контакте с пластовыми водами вязкость будет возрастать вплоть до потери подвижности ПГС, что в реальных условиях приведет к ограничению выноса пластовых в скважину.

Примечание: знак «∞» - означает вязкость более 1000 сП или потерю подвижности.

Пример 2.

Реагент и способ использования реагента испытан на скважине месторождения нефти, разрабатываемого с применением технологии заводнения пласта. В качестве объекта испытаний подобрана скважина имеющую дебит по жидкости 680 м3 в сутки при содержании воды в продукции - 98% и дебиту по нефти - 13 т сутки. Для ограничения притока воды в скважину решено прменить предлагаемый способ способ ограничения притока воды в скважину. С этой целью на добывающую скважину завезен состав в виде порошка содержащий 4% основного сульфата хрома и 96% гидролизованного полиакриламида обработанного ионизирующим излучением дозой 5 кГр. в количестве 900 кг., раствор соляной кислоты в количестве 0.5 м3, 300 кг кальцинированной соды и 40 м3 подтоварной воды. После обвязки скважины с технологическим оборудованием произведено приготовление подкисленной до pH 1 подтоварной воды. Далее производили смешение реагента с подкисленной водой до концентрации реагента 2%. попеременно в двух емкостях с механической мешалкой. Контроль вязкости полимерно-гелевой системы показал величину 2.1 сП. После смешения готовую полимерно-гелевую систему закачивали скважину насосом высокого давления. После закачки всего завезенного реагента, в тех же емкостях приготовили 3%-ый раствор соды в воде и продавили его в пласт водой. После технологической выдержки в течении 24 часов скважину пустили в эксплуатацию при следующих параметрах. Дебит жидкости снизился до 450 м3 при сохранении дебита нефти, нефти.

Источники информации

1. Руководство по проектированию и технико-экономическому анализу разработки нефтяных месторождений с применение метода полимерного воздействия на пласт. РД-39-0148311-206-85. Гипровостокнефть, Миннефтепром СССР, 1985 г. 209 с.

2. пат РФ №2382185, мпк: Е21В 43/22 ОТ 04.03.2009 ПУБЛ. 20.02.2010 Бюл. №5

3. пат РФ №2424426, мпк: Е21В 43/22 от 19.04.2004, публ. 20.04.2010, бюл. №20.

4. пат РФ 2431741, мпк: Е21В 43/22 от 20.04.2010 публ. 20.10.2011, бюл. №29.

5. пат РФ 2541973, мпк: Е21В 43/22 от 18.03.2014, публ. 20.02.2015, бюл. №5

6. пат РФ 2611794, мпк: Е21В 33/138 от 29.01.2016, публ. 01.03.2017, бюл. №7

7. авт. свид. СССР Е21В 43/22 №1669404 от 3.04.1989 г.. «ДОБАВКА К ЗАКАЧИВАЕМОЙ В ПЛАСТ ВОДЕ "ТЕМПОСКРИН" И СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ДОБАВКИ»

8. Пат. РФ 2 562 642 мпк: С09К 8/575, Е21В 43/22 от 16.05.2014, публ. 10.09.2015 Бюл. №25

1. Порошковая композиция для ограничения водопритоков в добывающих скважинах, содержащая гранулы модифицированного ионизирующим излучением гидролизованного полиакриламида и соль трехвалентного металла, отличающаяся тем, что композиция представляет собой однородную смесь гранул размером 0,05-2 мм следующего состава, мас.%:

гранулы основного сульфата хрома 1-5
гранулы гидролизованного полиакриламида,
модифицированного ионизирующим
излучением дозой 1-12 кГр остальное,

при этом текучесть порошковой композиции составляет не менее 20% от объемной текучести окатанного природного кварцевого песка.

2. Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающий приготовление полимерно-гелевой системы путем смешения порошковой композиции с водой и закачку ее в пласт через скважину, отличающийся тем, что предварительно готовят текучую полимерно-гелевую систему следующего состава, мас.%:

порошковая композиция по п. 1 0,5-5
вода, подкисленная до рН менее 1.5 остальное,

после чего полимерно-гелевую систему закачивают в пласт через трубное или затрубное пространство скважины и продавливают ее в пласт щелочным раствором, например раствором карбоната натрия, и/или пластовой водой, выдерживают в статических условиях не менее 10 часов и запускают скважину в работу.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к композиции и способам для разжижения замедленного действия в отношении гелей вязкоупругих поверхностно-активных веществ внутри подземных пластов.

Изобретение относится к композициям и способам с использованием замедленного разжижения текучих сред, применяемым в обработке подземной формации. Композиция, содержащая водную текучую среду, вязкоупругое поверхностно-активное вещество - ПАВ и по меньшей мере одно разжижающее соединение - гидрофобно-модифицированный набухающий в щелочных условиях эмульсионный полимер, образованный из полимеризационной смеси, содержащей приблизительно 10-75 вес.% кислотного мономера или его соли, приблизительно 10-75 вес.% неионогенного мономера или его соли и приблизительно 0,1-25 вес.% компонентов ассоциативного мономера или его солей, все на основе общего веса смеси мономеров.

Изобретение относится к обработке нефтяных и газовых скважин. Композиция для применения в скважинных операциях в нефтяной и газовой скважине, содержащая A.
Группа изобретений относится к обработке подземных сланцевых пластов. Технический результат – улучшение ингибирования набухания и диспергирования сланцев.
Изобретение относится к применению по меньшей мере одного этоксилированного неионного поверхностно-активного вещества - ЭНПАВ, выбранного из соединений приведенной формулы, в качестве ингибитора для ингибирования явлений удержания анионных ПАВ в нефтеносном пласте, в частности, в карбонатном или глинистом пласте.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта.

Настоящее изобретение касается способа добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Способ получения при помощи карбоксиметилирования смеси поверхностно-активных веществ - ПАВ для использования при добыче нефти, содержащей по меньшей мере одно анионное ПАВ (А) приведенной общей формулы, полученное посредством взаимодействия неионогенного ПАВ (В) приведенной общей формулы при указанных условиях.

Группа изобретений относится к добыче сырой нефти. Технический результат - улучшение подвижности тяжелой сырой нефти в подземном пласте.

Изобретение относится к области защиты металлов в нефтедобывающей промышленности и может найти применение при подавлении роста сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) и ингибировании микробиологической коррозии в емкостном оборудовании систем сбора и подготовки нефти.

Изобретение относится к газодобыче и может быть применено при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Способ позволяет эффективно удалять жидкость из газовых или газоконденсатных скважин, обеспечивая стабильную добычу газа.

Изобретение относится к композиции и способам для разжижения замедленного действия в отношении гелей вязкоупругих поверхностно-активных веществ внутри подземных пластов.

Изобретение относится к композициям и способам с использованием замедленного разжижения текучих сред, применяемым в обработке подземной формации. Композиция, содержащая водную текучую среду, вязкоупругое поверхностно-активное вещество - ПАВ и по меньшей мере одно разжижающее соединение - гидрофобно-модифицированный набухающий в щелочных условиях эмульсионный полимер, образованный из полимеризационной смеси, содержащей приблизительно 10-75 вес.% кислотного мономера или его соли, приблизительно 10-75 вес.% неионогенного мономера или его соли и приблизительно 0,1-25 вес.% компонентов ассоциативного мономера или его солей, все на основе общего веса смеси мономеров.

Изобретение относится к разработке месторождений углеводородов и, в частности, к разработке месторождений с использованием физики нефтяного пласта, а также гидромеханики и экспериментальной физики при исследованиях характера движения жидкостей через пористые среды.

Изобретение относится к обработке нефтяных и газовых скважин. Композиция для применения в скважинных операциях в нефтяной и газовой скважине, содержащая A.

Настоящее изобретение относится, в целом, к композициям и способам для удаления жидкости, содержащей сырую нефть или природный газ, из скважин, стволов скважин и трубопроводов во время добычи и транспортировки нефти и газа.
Изобретение относится к применению по меньшей мере одного этоксилированного неионного поверхностно-активного вещества - ЭНПАВ, выбранного из соединений приведенной формулы, в качестве ингибитора для ингибирования явлений удержания анионных ПАВ в нефтеносном пласте, в частности, в карбонатном или глинистом пласте.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта.

Изобретение относится к депрессионным методам добычи газа из гидратов и может быть применено при разработке природных гидратных месторождений на суше и в море. Техническим результатом является интенсификация добычи газа.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, конкретно к разработке месторождений со слабосцементированным коллектором. В способе полимерного заводнения в слабосцементированном коллекторе, включающем закачку в нагнетательные скважины водного раствора полимера заданной концентрации, применяют в 1,5-2 раза более плотную сетку скважин, чем при закачке воды, до начала закачки осуществляют отработку нагнетательных скважин в течение не менее 3-х месяцев, после чего начинают закачку водного раствора полимера при начальной концентрации полимера не более 30% от заданной, постепенно повышая концентрацию полимера до заданной, обеспечивая при этом требуемый уровень приемистости нагнетательных скважин в пределах максимально допустимого забойного давления, а для приготовления водного раствора полимера используют высокомолекулярные синтетические полимеры, обладающие псевдопластическими свойствами.

Изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

Изобретение относится к композиции и способам для разжижения замедленного действия в отношении гелей вязкоупругих поверхностно-активных веществ внутри подземных пластов.

Изобретение относится к области добычи углеводородов, точнее к ограничению притока воды в добывающие скважины. Порошковая композиция для ограничения водопритоков в добывающих скважинах, содержащая гранулы модифицированного ионизирующим излучением гидролизованного полиакриламида и соль трехвалентного металла, представляет собой однородную смесь гранул размером 0.05-2 мм и текучесть не менее 20 от объемной текучести кварцевого песка, причем композиция содержит, мас.: гранулы основного сульфата хрома 1-5 и гранулы полиакриламида, модифицированного ионизирующим излучением дозой 1-12 кГр в составе композиции, - остальное. Способ ограничения водопритоков в добывающей скважине путем закачки в пласт через трубное или затрубное пространство скважины полимерно-гелевой системы, получаемой смешением указанной выше порошковой композиции и подкисленной до pH менее 1.5 воды при концентрации композиции 0.5-5 мас. и указанной воды - остальное, продавливания полимерно-гелевой системы в пласт водно-щелочным раствором иили пластовой водой с выдержкой в статических условиях не менее 10 часов. Технический результат – увеличение продолжительности действия эффекта ограничения притока пластовых вод в скважину. 2 н.п. ф-лы, 1 табл., 2 пр.

Наверх