Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение проницаемости карбонатного коллектора пласта, снижение вязкости нефти, снижение скорости реакции состава с карбонатной породой. Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором содержит, маc.%: комплексное поверхностно активное вещество Нефтенол ВВД или смесь неионогенного поверхностно-активного вещества АФ 9-12 или NP-40, или NP-50 и анионного поверхностно-активного вещества волгоната в соотношении 2:1 1,0-4,0; фосфорную кислоту 1,0-10,0; карбамид 5,0-10,0; глицерин 10,0-50,0; воду - остальное. 7 ил., 3 табл., 7 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации разработки и повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов с различной проницаемостью, насыщенных высоковязкой нефтью, в том числе при паротепловом воздействии.

Известны составы для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора на основе соляной кислоты (RU, пат. 2100587, Е21В 43/27, 1997; пат. 2106487, Е21В 43/27, 1998; пат. 2204708, Е21В 43/27, 2003; пат. 2280154, Е21В 43/27, 2006; пат. 2295635, Е21В 43/22, 2007; пат. 2307149, С09К 8/74, 2007, пат. 2545582, С09К 8/74, Е21В 43/27, 2014), содержащие поверхностно-активные вещества. Данные составы не обеспечивают требуемую глубину обработки призабойной зоны скважины вследствие высокой скорости растворения породы.

Наиболее близким к предлагаемому составу является состав для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин, включающий соляную кислоту 7-10 % мас., поверхностно-активное вещество (ПАВ) 0.1-3.0 % мас., растворитель 10-45 % мас. и ортофосфорную кислоту 4-14 % мас. (RU, пат. 2293101, Е21В 43/27, 2007). Состав позволяет повысить эффективность процесса обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором за счет увеличения глубины проникновения кислотного состава в пласт, вследствие снижения скорости реагирования кислотного состава с породой, обладает пониженной коррозионной активностью в отношении конструкционной стали. Однако скорость реагирования состава с карбонатной породой значительна, к тому же состав имеет низкую нефтевытесняющую способность. При использовании состава в сочетании с тепловыми методами значительно повышается коррозионная активность в отношении конструкционной стали.

Задачей изобретения является создание вытесняющего состава на основе ПАВ, позволяющего повысить эффективность нефтевытеснения за счет увеличения проницаемости карбонатного коллектора пласта, снижения вязкости нефти и снижения скорости реакции состава с карбонатной породой для условий месторождений высоковязких нефтей с карбонатным коллектором при естественном режиме разработки, а также при высокой пластовой температуре или при тепловых методах воздействия.

Технический результат заключается в увеличении проницаемости карбонатного коллектора пласта, снижении вязкости нефти и снижении скорости реакции состава с карбонатной породой.

Технический результат достигается тем, что состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором, содержащий поверхностно-активное вещество (ПАВ) и фосфорную кислоту, дополнительно содержит карбамид и глицерин при следующем соотношении компонентов, % мас.:

поверхностно-активное вещество (ПАВ) 1.0-4.0
фосфорная кислота 1.0-10.0
карбамид 5.0-10.0
глицерин 10.0-50.0
вода остальное

Состав содержит или комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь неионогенного (АФ 9-12, или NP-40, или NP-50) и анионактивного ПАВ (волгоната) в соотношении 2:1.

Неонол АФ 9-12 выпускается ОАО «Нижнекамскнефтехим», г. Нижнекамск, по ТУ 2483-077-0576801-98, представляет собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета. Неонол АФ 9-12 - оксиэтилированный изононилфенол на основе тримеров пропилена, химическая формула RArO(CH2CH2O)nH, где Аг - бензольное кольцо, R - длинный углеводородный радикал С912, n - среднее число оксиэтильных групп в молекуле НПАВ (степень оксиэтилирования), равное 12.

Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД выпускается АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ», г. Москва, по ТУ 2483-015-17197708-97, представляет собой подвижную коричневую жидкость. Нефтенол ВВД марки ЗТ - частично сульфированный неонол АФ 9-12 - смесь неонола АФ 9-12 и АПАВ - его сульфоэтоксилата (29-35 %) с этиленгликолем (25-30 %).

NP-40 и NP-50 - оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 40 и 50, соответственно, производства КНР, представляют собой гранулы белого цвета.

Алкилсульфонат волгонат (Волгоградский ОАО «Химпром»), ТУ 2481-308-05763458-2001, представляет собой пасту однородную по составу. Волгонат - алкилсульфонат натрия, химическая формула R-SO2ONa с длиной цепи алкильного радикала R С1118, полученного из н-парафинов.

Фосфорная кислота выпускается по ГОСТ 6552-80, 85%-ный водный раствор представляет собой сиропообразную жидкость без запаха. Химическая формула Н3РО4.

Карбамид выпускается по ГОСТ 2081-2010, представляет собой гранулы белого цвета, хорошо растворимые в воде. Химическая формула - CO(NH2)2.

Для приготовления составов можно использовать глицерин дистиллированный и глицерин технический. Глицерин дистиллированный выпускается по ГОСТ 6259-75, представляет собой густую, бесцветную, прозрачную гигроскопическую жидкость, смешивается с водой в любых соотношениях. Химическая формула С3Н5(ОН)3. Глицерин технический - отход получения биотоплив с содержанием глицерина 80÷96% мас.

За счет донорно-акцепторного взаимодействия фосфорной кислоты с глицерином образуется комплексная глицеринфосфорная кислота, намного более сильная, чем исходная фосфорная кислота. Приведена схема образования комплексной глицеринфосфорной кислоты, которая в зависимости от расположения фосфорной кислоты в молекуле глицерина может существовать в двух формах - α- или β-форме.

Атом кислорода гидроксильной группы в молекуле глицерина - донор, отдает свою неподеленную электронную пару на свободную орбиталь акцептора - атома фосфора в молекуле фосфорной кислоты кислоты. В результате из одной молекулы фосфорной кислоты и одной молекулы глицерина образуется молекула координационного соединения - глицеринфосфорной кислоты, в α- или β-форме, гораздо более сильная, чем фосфорная кислота (у α-глицеринфосфорной кислоты рК = 1.40 и 6.44, у β-глицеринфосфорной кислоты рК = 1.37 и 6.34, в то время как у фосфорной кислоты рК = 2.12 и 7.21).

Донорно-акцепторное взаимодействие протекает в среде водного раствора полиола (многоатомного спирта) - глицерина. Такой раствор является координирующим растворителем, полиол в нем - основание Льюиса, донор электронной пары. Растворенная в координирующем растворителе кислота Льюиса - фосфорная кислота является акцептором электронной пары донора. Химическая связь по типу донор - акцептор обладает свойствами поляризованной ковалентной связи и называется координационной или дативной связью. Взаимодействие донора и акцептора приводит к образованию молекулярного комплекса донор - акцептор, называемого координационным соединением или аддуктом. Комплекс является намного более сильной кислотой, чем исходная кислота Льюиса. Донорно-акцепторное взаимодействие позволяет усилить кислотность нефтевытесняющих композиций и увеличить продолжительность их действия в пласте за счет повышения буферной емкости и расширения диапазона буферного действия в кислой области рН.

В предлагаемом составе образующаяся глицеринфосфорная кислота позволяет составу пролонгировано реагировать с карбонатной породой пласта и увеличивать проницаемость коллектора. К тому же образование комплексного соединения позволяет регулировать физико-химические и кислотно-основные равновесия в растворах состава, влияющие на эффективность действия ПАВ, фиг. 1. Соли глицеринфосфорной кислоты хорошо растворяются в воде, поэтому глицеринфосфорная кислота не дает осадков с пластовыми водами, содержащими соли кальция и магния, не кольматирует коллектор.

Введение карбамида в предлагаемый состав позволяет улучшить совместимость ПАВ с минерализованными пластовыми водами и увеличить плотность растворов. Варьируя концентрации глицерина и карбамида, можно получить растворы состава с заданной плотностью и вязкостью (фиг. 2), совместимые с минерализованными пластовыми водами, имеющие высокую нефтевытесняющую способность применительно к различным геолого-физическим условиям месторождений тяжелых нефтей, в том числе при тепловом воздействии (горячая вода, пар), где температура может варьировать в области 50-200°С.

В пластовых условиях в результате взаимодействия с карбонатным коллектором рН раствора предлагаемого состава повышается и образуется нефтевытесняющая композиция, имеющая комплекс коллоидно-химических свойств, оптимальных для целей нефтевытеснения. Затем при тепловом воздействии (горячая вода, пар) карбамид, входящий в предлагаемый состав, непосредственно в пласте гидролизуется с образованием аммиака и СО2, который лучше растворяется в нефти, чем в воде, при этом вязкость нефти снижается. Аммиак реагирует с комплексной кислотой, нейтрализуя кислотные группы, рН значительно возрастает, раствор предлагаемого состава химически эволюционирует, превращаясь в щелочную нефтевытесняющую композицию с высокой буферной емкостью в щелочной области рН, обеспечивающую эффективное нефтевытеснение и пролонгированное воздействие на пласт.

Физико-химические свойства предлагаемого состава с различными соотношениями компонентов приведены в таблице 1. Плотность растворов определяли пикнометрическим методом, вязкость - с помощью вибрационного вискозиметра «Реокинетика» с камертонным датчиком. Значения рН растворов композиции определяли потенциометрическим методом с применением стеклянного электрода с использованием микропроцессорного лабораторного рН-метра производства HANNA Instruments.

Исследование реологических свойств растворов предлагаемого состава методом ротационной вискозиметрии с использованием Реометра HAAKE Viscotester iQ (измерительная система коаксиальных цилиндров СС25 DIN/Ti). При различных скоростях сдвига от (1 до 1200 с-1) получены реологические кривые течения растворов, определены значения вязкостей. Исследования реологических свойств растворов предлагаемого состава проводили до и после взаимодействия с породой коллектора при 23°С в течение 26 суток. Растворы предлагаемого состава до и после взаимодействия с карбонатным коллектором являются классическими ньютоновскими жидкостями, то есть зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига имеет линейный характер и значения вязкости растворов состава не зависят от скорости сдвига, что способствует выравниванию профиля вытеснения нефти из неоднородной по проницаемости среды, более эффективному нефтевытеснению в пластовых условиях. На фиг. 3 приведены результаты исследования реологических свойств растворов предлагаемого состава.

Предлагаемый состав, содержащий сильную глицеринфосфорную кислоту, взаимодействует с карбонатной породой, увеличивая ее проницаемость, что так же способствует нефтевытеснению. Растворяющую способность предлагаемого состава по отношению к карбонатным породам определяли по скорости реакции растворов с мрамором гравиметрическим методом. Определяли массу и площадь поверхности кусков мрамора, помещали их в стеклянные ячейки, заливали раствором и выдерживали при комнатной температуре 20-23°С в течение 24 часов. Затем после опыта куски мрамора промывали и после просушки взвешивали. Оценку скорости реакции состава с мрамором рассчитывали по формуле:

Vp = (m0-m)/(S⋅τ),

где Vp - скорость реакции, г/(м2⋅ч);

m0 - масса куска мрамора до проведения опыта, г;

m - масса куска мрамора после проведения опыта, г;

S - площадь куска, м2;

τ - время опыта, ч.

Известно, что глубина проникновения состава в пласт определяется скоростью реагирования его с карбонатным коллектором. В растворах предлагаемого состава в зависимости от соотношения компонентов скорость растворения мрамора при 20-23°С составляет 4.9-43.0 г/(м2⋅ч), в растворе прототипа - 603.0 г/(м2⋅ч). При использовании предлагаемого состава скорость растворения карбонатного коллектора снижается в 14-120 раз, что способствует увеличению глубины проникновения состава в пласт. Результаты испытаний растворяющей способности состава и значения рН растворов до и после взаимодействия предлагаемого состава с карбонатным коллектором приведены в таблице 2 и на фиг. 4. В зависимости от концентрации компонентов состава можно подобрать состав, способный с оптимальной скоростью изменять проницаемость карбонатного коллектора.

Кроме того, оценку растворяющей способности предлагаемого состава проводили в лабораторных условиях по динамике растворения мрамора, выдержанного в растворах предлагаемого состава.

Динамику растворения мрамора определяли гравиметрическим методом при исследовании потери массы образцов мрамора, помещенных в растворы на 20-25 суток при температуре 23°С, фиг. 5. Потери при растворении мрамора в предлагаемом составе в зависимости от соотношений компонентов через 3 суток составляют минимально 4.2% и максимально 35%. В составе прототипе уже через 3 часа растворение мрамора составляет 76.4%, то есть предлагаемый состав по сравнению с прототипом в пластовых условиях будет оказывать пролонгированное воздействие на пласт.

Коррозионные испытания проводили на образцах пластин стали марки Ст3. Пластины выдерживали при температурах 23, 50 и 90°С в течение 24 часов. Скорость коррозии определяли по формуле:

Vк = (m0-m)/(S⋅τ),

где Vк - скорость коррозии, г/(м2⋅ч);

m0; m - масса пластины до и после проведения опыта, г;

S - площадь пластины, м2;

τ - время опыта, ч.

При температуре 23°С известный и предлагаемый составы обладают одинаковой коррозионной активностью, скорость коррозии составляет 0.26-0.7 г/(м2⋅ч), при увеличении температуры испытаний до 50°С скорость коррозии для предлагаемого состава по сравнению с прототипом ниже в 1.3-4.5 раза. При температуре 90°С скорость коррозии для предлагаемого состава по сравнению с известным ниже в 4.6-400 раз, таблица 3.

Приводим примеры конкретных составов.

Пример 1. Прототип. К 510.0 г пресной воды добавляют 20.0 г неонола АФ 9-12, 70.0 г соляной кислоты, 150.0 г ортофосфорной кислоты и 250.0 г глицерина. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 7.0% мас. соляной кислоты, 15.0% мас. ортофосфорной кислоты, 25.0% мас. глицерина, 2.0% мас. неонола АФ 9-12 и 51.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.

Пример 2. К 635.0 г пресной воды добавляют 10.0 г НПАВ (NP-40), 5.0 г АПАВ (волгонат), 50.0 г фосфорной кислоты, 100.0 г карбамида и 200.0 г глицерина. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. НПАВ (NP-40), 0.5% мас. АПАВ (волгонат), 5.0% мас. фосфорной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина и 63.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1, 2.

Пример 3. К 725.0 г пресной воды добавляют 10.0 г НПАВ (NP-50), 5.0 г АПАВ (волгонат), 10.0 г фосфорной кислоты, 50.0 г карбамида и 200.0 г глицерина. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. НПАВ (NP-50), 0.5% мас. АПАВ (волгонат), 1.0% мас. фосфорной кислоты, 5.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина и 72.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1, 2. Проводят исследования коррозионной активности по отношению к конструкционной стали при различных температурах, таблица 3.

Пример 4. 10.0 г НПАВ неонола АФ 9-12, 5.0 г АПАВ (волгонат), 10.0 г фосфорной кислоты, 100.0 г карбамида и 200.0 г глицерина добавляют к 675.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. НПАВ неонола АФ 9-12, 0.5% мас. АПАВ (волгонат), 1.0% мас. фосфорной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина и 67.5% мас. воды. Проводят исследования физико-химических свойств и растворяющей способности предлагаемого состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований приведены в таблицах 1, 2. Проводят исследования коррозионной активности по отношению к конструкционной стали при различных температурах, таблица 3.

Пример 5. К 820.0 г пресной воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 10.0 г фосфорной кислоты, 50.0 г карбамида и 100.0 г глицерина. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% Нефтенола ВВД, 1.0% мас. фосфорной кислоты, 5.0% мас. карбамида, 10.0% мас. глицерина и 82.0% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1, 2. Проводят исследования коррозионной активности по отношению к конструкционной стали при различных температурах, таблица 3.

Пример 6. 20.0 г Нефтенола ВВД, 10.0 г фосфорной кислоты, 100.0 г карбамида и 100.0 г глицерина добавляют к 770.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% Нефтенола ВВД, 1.0% мас. фосфорной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 10.0% мас. глицерина и 77.0% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1, 2. Проводят исследования коррозионной активности по отношению к конструкционной стали при различных температурах, таблица 3.

Пример 7. 10.0 г Нефтенола ВВД, 100.0 г фосфорной кислоты, 100.0 г карбамида и 500.0 г глицерина добавляют к 290.0 г пресной воды После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% Нефтенола ВВД, 10.0% мас. фосфорной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 50.0% мас. глицерина и 29.0% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1, 2.

Растворы предлагаемого состава для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором - подвижные прозрачные светлые жидкости, без осадка. Межфазное натяжение растворов на границе с нефтью Усинского месторождения ниже 0.11-0.23 мН/м.

Образующийся в пласте за счет гидролиза карбамида и нейтрализации карбонатной породы углекислый газ вызывает снижение вязкости нефти, что приводит к благоприятному изменению соотношения подвижностей нефти и водной фазы и дополнительному нефтевытеснению. Эффективность предлагаемого состава определяли по изменению реологических свойств нефти до и после взаимодействия с составом прототипом и предлагаемым составом. Изменения реологических свойств нефти Усинского месторождения приведены на фиг. 5, 6.

Моделируя область паротеплового воздействия, нефть Усинского месторождения термостатировали при 150°С в течение 24 часов с составом прототипа и предлагаемым составом. Термостатирование нефти с составами проводили следующим образом. В герметично закрывающуюся ячейку, выполненную из легированной стали, помещали системы: «нефть - состав» в соотношении 2:1 и ставили в воздушный термостат при 150°С. Через 24 часа ячейку вынимали из термостата и охлаждали. Затем исследовали реологические свойства нефти Усинского месторождения до и после термообработки методами вибрационной и ротационной вискозиметрии с использованием вибрационного вискозиметра «Реокинетика» с камертонным датчиком и Реометра HAAKE Viscotester iQ (измерительная система коаксиальных цилиндров СС16 DIN/Ti).

Методом вибрационной вискозиметрии исследовали зависимость вязкости исходной нефти и нефти после термостатирования с известным и предлагаемым составом от температуры в процессе нагревания от 20 до 80-90°С.

Исследование проводили следующим образом:

- в термостатируемую ячейку помещали 5 см3 нефти;

- зонд камертонного датчика опускали в нефть и включали термостат;

- фиксировали значения вязкости через каждые 10 градусов, предварительно выдержав при этой температуре 10 минут.

Измерения проводили при атмосферном давлении в открытых термостатируемых ячейках. В качестве калибровочной жидкости использовали дистиллированную воду.

После термостатирования с составом прототипом вязкость нефти снижается на 7.6%, после термостатирования с предлагаемым составом вязкость нефти снижается в 2.7 раза, фиг. 6.

На фиг. 7 приведены результаты исследований реологических свойств нефти Усинского месторождения методом ротационной вискозиметрии. При различных скоростях сдвига от 1 до 500 с-1 и температуре 20°С получены полные реологические кривые течения нефти до и после термостатирования при 150°С с составом прототипом и предлагаемым составом, определены значения вязкостей. Вязкость нефти после взаимодействия с предлагаемым составом ниже, чем с составом прототипом. Кроме того, исходная нефть и нефть после термостатирования с составом прототипом представляют собой коллоидно-дисперсную систему с заметно выраженными неньютоновскими свойствами, после термостатирования с предлагаемым составом нефть становится классической ньютоновской жидкостью, что приводит к повышению эффективности нефтевытеснения предлагаемым составом.

Таким образом, предлагаемый состав оказывает комплексное воздействие на залежи высоковязких нефтей с карбонатным коллектором, что позволяет повысить эффективность нефтевытеснения за счет увеличения проницаемости карбонатного коллектора пласта вследствие снижения скорости реакции состава с карбонатной породой в 14-120 раз. Это способствует увеличению глубины проникновения состава в пласт. Предлагаемые составы способны образовывать непосредственно в пласте под влиянием термобарических пластовых условий, а также в результате взаимодействия с породой коллектора и пластовыми флюидами эффективные нефтевытесняющие жидкости для интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи месторождений высоковязких нефтей, способные снижать вязкость нефти в 2-2.7 раза.

Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором, содержащий поверхностно-активное вещество и фосфорную кислоту, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества состав содержит комплексное поверхностно-активное вещество Нефтенол ВВД или смесь неионогенного поверхностно-активного вещества АФ 9-12 или NP-40, или NP-50 и анионного поверхностно-активного вещества волгоната в соотношении 2:1 и дополнительно содержит карбамид и глицерин при следующем соотношении компонентов, маc.%:

комплексное поверхностно-активное вещество
или смесь неионогенного и анионного
поверхностно-активных веществ 1,0-4,0
фосфорная кислота 1,0-10,0
карбамид 5,0-10,0
глицерин 10,0-50,0
вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может применяться для выноса скопившейся капельной жидкости на забое в процессе эксплуатации или ремонта газовой скважины, эксплуатация которых осложнена наличием гидрато-ледяных пробок в стволе скважины, особенно в условиях аномально низких пластовых давлений.

Изобретение относится к окрашенным разжижаемым композициям и их применению для разработки подземных пластов при добыче нефти и газа. Окрашенная разжижающая композиция для применения во флюиде на водной основе для обработки пласта, содержащая по меньшей мере один органический пероксид, по меньшей мере, один органический краситель, не содержащий металл, выбранный из группы, включающей FD&C - Blue №1, FD&C Red №3, FD&C Red №40, FD&C Yellow №6, Purple Shade, Grape Shade, Blue Liquid, Purple Liquid и их комбинации, и, по меньшей мере, один спирт, выбранный из группы, включающей многоатомные спирты, гликоли, бутиловые спирты, триолы, моносахариды, дисахариды и их комбинации.

Изобретения относятся к способам обработки подземных пластов, таким как гидроразрыв пласта и предотвращение поступления песка в скважину, и, в частности, использование легких полимеров, полученных из оболочечной жидкости орехов кешью, в качестве расклинивающего агента, используемого для расклинивания трещин в процессе выполнения гидроразрыва, или в виде зернистого материала при использовании способов предотвращения поступления песка в скважину, таких как гравийная набивка и выполнение гидроразрыва с установкой гравийных фильтров.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении гидравлического разрыва продуктивного пласта (ГРП) с использованием расклинивающего наполнителя в скважинах со слабосцементированной призабойной зоной при наличии близлежащих обводнённых пропластков.

Изобретение относится к загущению водных растворов кислот и солей и применению загущенного раствора для гидравлического разрыва пласта. Технический результат - повышение эффективности переноса пропанта в течение длительного промежутка времени, повышение эффективности извлечения углеводородов из пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к получению жидкости для гидроразырыва, используемой при гидроразрыве подземного пласта. Способ получения высококачественной жидкости для гидроразрыва пласта, содержащий обеспечение первого потока, содержащего жидкий СО2, образование второго потока, содержащего воду и другие добавки, и повышение давления до давления, требуемого для операции гидравлического разрыва, введение расклинивающего наполнителя только в первый поток, содержащий жидкий СО2, при концентрации до 20 фунт/галлон (2,4 кг/дм3) и повышение давления до давления, требуемого для операции гидравлического разрыва, смешение находящихся под давлением первого и второго потоков, включая расклинивающий наполнитель с первой указанной стадии, образуя высококачественную жидкость для гидроразрыва пласта, имеющую Митчелл-характеристику по меньшей мере 50% и характеристику суспензии менее 95%, где первый и второй потоки обеспечивают при постоянном предварительно определенном соотношении объемного потока для поддержания постоянной характеристики суспензии в образующейся жидкости для гидроразрыва пласта, и концентрация расклинивающего наполнителя в жидкости для гидроразрыва пласта независимо варьируется посредством скорости добавления расклинивающего наполнителя в первый указанный поток на стадии.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

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.

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение проницаемости карбонатного коллектора пласта, снижение вязкости нефти, снижение скорости реакции состава с карбонатной породой. Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором содержит, маc.: комплексное поверхностно активное вещество Нефтенол ВВД или смесь неионогенного поверхностно-активного вещества АФ 9-12 или NP-40, или NP-50 и анионного поверхностно-активного вещества волгоната в соотношении 2:1 1,0-4,0; фосфорную кислоту 1,0-10,0; карбамид 5,0-10,0; глицерин 10,0-50,0; воду - остальное. 7 ил., 3 табл., 7 пр.

Наверх