Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может быть применено при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами. В способе разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта, включающем закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего полиакриламид, ацетат хрома и оксид магния в воде, гелеобразующий состав дополнительно содержит полисахарид гуар и древесную муку с размером частиц, не превышающим 1,2 мм, а его закачку осуществляют в виде водной дисперсии при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,5-1,0, гуар 0,1-0,2, ацетат хрома 0,04-0,06, оксид магния 0,02-0,05, древесная мука 0,02-0,2, вода остальное. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородного по проницаемости заводненного пласта путем повышения сдвиговой прочности состава. 2 табл.

 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.

Известен способ разработки гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов (патент РФ №2180039, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.02.2002 г.). Способ относится, в частности, к использованию гелеобразующих составов на основе полиакриламида и сшивателя для ограничения водопритоков в добывающих скважинах, регулирования охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин. Повышение эффективности технологии воздействия на пласт сшитыми полимерными системами осуществляется путем усовершенствования способа выбора гелеобразующих составов на основе полиакриламидов и сшивателей. В качестве реагентов-сшивателей используются соли трехвалентного хрома.

Недостатком способа является низкая структурная прочность образующихся вязкоупругих составов и вследствие этого, низкая эффективность повышения нефтеотдачи пластов.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт водного раствора анионного полимера типа полиакриламида и соли поливалентного катиона в виде ацетата хрома (патент РФ №2424426 МПК Е21В 43/22, C09K 8/90, опубл. 20.07.2011 г., Бюл. №20).

Дополнительно в водный раствор полимера 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

Способ эффективен в неоднородных терригенных коллекторах. С ростом проницаемостной неоднородности эффективность способа снижается.

Недостатком способа является низкая структурная прочность образующихся сшитых полимерных систем и, вследствие этого, низкая эффективность повышения нефтеотдачи пластов из-за разрушения сшитых полимерных систем, в результате повышения перепада давления при фильтрации жидкости в неоднородных пластах.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению, принятый за прототип, является способ разработки неоднородного нефтяного пласта (патент РФ №2541973 МПК Е21В 43/22, C09K 8/584, опубл. 20.02.2015 г. Бюл. №5), включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида, ацетата хрома, оксида магния, микроармирующего волокна, при следующей концентрации компонентов в растворе, мас.%:

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

Недостатком способа является низкая сдвиговая прочность образующихся сшитых полимерных систем из-за крупных размеров армирующих волокон, необходимость предварительно обрабатывать волокно 1-5% раствором ПАВ, продолжительная технологическая пауза.

Технической задачей данного изобретения является повышение эффективности способа разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта за счет ограничения водопритока в скважину, путем повышения сдвиговой прочности закачиваемого гелеобразующего состава, сокращения материальных и энергетических затрат и расширения технологических возможностей способа.

Техническая задача решается способом разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта, включающим закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего полиакриламид, ацетат хрома и оксид магния, в воде.

Новым является то, что гелеобразующий состав дополнительно содержит полисахарид гуар и древесную муку с размером частиц, не превышающим 1,2 мм, а его закачку осуществляют в виде водной дисперсии при следующем соотношении компонентов, мас.%:

полиакриламид 0,5-1,0
гуар 0,1-0,2
ацетат хрома 0,04-0,06
оксид магния 0,02-0,05
древесная мука 0,02-0,2
вода остальное

Для приготовления растворов гелеобразующего состава используют как пресную, так и минерализованную воду с общей минерализацией до 300 г/л, что значительно расширяет технологические возможности использования способа.

Для приготовления гелеобразующего состава используют полиакриламид (ПАА) по ТУ 2458-024-14023401-2012 с изм. №1, 2 или его аналоги, гуар (Г) по ТУ 2458-019-57258729-2006 или его аналоги, в качестве сшивателя используют ацетат хрома (АХ) по ТУ 2499-023-55373366-2011 с изм. №1-6. В качестве оксида двухвалентного металла оксид магния - MgO (ОМ) по ТУ-6-09-3023-79 или ИТС 21-2016 «Производство оксида магния, гидроксида магния, хлорида магния». В качестве наполнителя используют древесную муку (ДМ) по ГОСТ 16362-86 Мука древесная. Методы испытаний.

Сущность изобретения

С переходом на позднюю стадию разработки нефтяных залежей и с увеличением обводненности продукции большинства объектов, проблема водоограничения нефтяных пластов становится актуальной. Одним из способов водоограничения пластов является создание в пласте водонепроницаемого экрана из сшитых полимерных систем. В пласт закачивается гелеобразующий состав - полимерный раствор со сшивателем, в процессе сшивки образуется неподвижная сетчатая структура, которая закупоривает промытые водой зоны пласта, и поступление воды в эту зону прекращается.

Эффективность применения сшитых полимерных систем для повышения нефтеотдачи пласта определяется прочностью гелей, т.е. прочностью сетки образованной полимерным раствором и сшивателем. Для увеличения прочности сшитой полимерной системы в исходный раствор добавляется небольшое количество древесной муки. Древесная мука представляет собой мелкодисперсную смесь с частицами небольших размеров, максимальная величина которых не превышает 1,2 мм. Древесная мука доступный и дешевый продукт, который получают из сырья, которым может служить щепа, опилки, стружка и в последние годы стебли растений, солома, ореховые перегородки. Древесная мука равномерно распределяется во всем объеме гелеобразующего раствора, приобретающего сетчатую структуру в процессе сшивки комплексным сшивателем, и придает дополнительную прочность системе. В пористой среде прочность сетки характеризуется величиной начального напряжения сдвига, ниже которого фильтрация жидкости в пласте отсутствует. Благодаря высокой сдвиговой прочности гелеобразующий состав способен выдерживать напор пластовой воды из водонасыщенного пласта, и тем самым, ограничить приток воды, в результате снижается обводненность добываемой продукции, увеличивается добыча нефти. В результате снижения притока воды в скважину уменьшается нагрузка на насосное оборудование и, как следствие, уменьшаются энергетические затраты.

Гелеобразующий состав получают в поверхностных условиях смешением в закачиваемой воде полимеров полиакриламида, гуара и комплексного сшивателя и древесной муки. Комплексный сшиватель состоит из ацетата хрома и оксида магния. Затем гелеобразующий состав закачивается в скважину в виде водной дисперсии.

Первоначально гелеобразующий состав имеет невысокую исходную вязкость и поэтому легко проникает в пласт, в первую очередь, в высокопроницаемую зону пласта, откуда происходит приток воды в скважину. После закачки водной дисперсии в пласт, скважину останавливают на технологическую паузу продолжительностью до двух суток.

За время технологической паузы полимерный раствор полиакриламида и гуара под действием комплексного сшивателя начинает сшиваться, и со временем образуется сшитая неподвижная система, в которой распределены частицы древесной муки, которые дополнительно структурируют систему и, тем самым увеличивают ее сдвиговую прочность.

В отличие от армирующих волокон, длина которых имеет размеры от 3 до 100 мм, древесная мука по внешнему виду представляет собой тонкодисперсный порошок с размером частиц, максимальная величина которых не превышает 1,2 мм. Поэтому при приготовлении гелеобразующего состава для закачки по предлагаемому способу образуется дисперсия в воде полиакриламида, гуара, оксида магния в которой равномерно распределяется древесная мука во всем объеме. Равномерность распределения древесной муки повышается, если предварительно смешать в бункере все сухие компоненты (ПАА, гуар, ОМ, ДМ) и после этого дозировать смесь в воду. Полисахарид гуар повышает стабильность системы, дополнительно удерживая во взвешенном состоянии частицы древесной муки.

Кроме этого, отпадает необходимость в дополнительной обработке реагента дорогостоящими растворами ПАВ, для придания гидрофильности, что ведет к сокращению материальных затрат.

По прототипу распределение волокон в объеме гелеобразующего раствора происходит неравномерно, часть из них под действием силы тяжести начинает осаждаться на дне сосуда. В результате ухудшаются вязкоупругие свойства полученного геля, следовательно, и сдвиговая прочность сшитой системы. Из-за неравномерного распределения волокон некоторые части геля начинают разрушатся преждевременно под действием сдвигового напряжения в пласте и, как следствие, снижается водоизолирующая способность способа в целом.

Оптимальная концентрация древесной муки в гелеобразующем составе для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и для водоограничения в добывающей скважине, должна находится в диапазоне 0,05-0,1%. Поскольку древесная мука не растворима в воде, с увеличением ее концентрации будет увеличиваться фильтрационное сопротивление при закачке дисперсии в пласт и при этом уменьшится объем закачиваемой дисперсии. Чем меньше объем закачиваемой дисперсии, тем меньше охват пласта воздействием, тем ниже эффективность способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта. В случае обработки пластов с проницаемостью 0,300 мкм2 и ниже рекомендуется добавлять в гелеобразующий состав древесную муку в концентрации 0,02-0,05% (по массе).

При проведении водоизоляционных работ в трещиноватых пластах с высокой приемистостью, содержание древесной муки может доходить до 0,2% (по массе) без всяких осложнений, связанных с низкой приемистостью скважины, что увеличивает технологические возможности способа. Проведено сравнительное тестирование структурной (сдвиговой) прочности гелеобразующего состава в условиях, приближенных к пластовым, путем измерения предельного напряжения сдвига, полученных сшитых систем на реометре «PVS - Brookfield» при скорости сдвига 1,3 с-1, при температуре 25°С и давлении 1 МПа, приведенных в таблице в таблице 1.

В таблице 1 приведены значения напряжения сдвига для составов, лежащих в основе предлагаемого способа, и по прототипу. По предлагаемому способу испытывались составы с разными концентрациями компонентов. Условные обозначения: волокно строительное микроармирующее (ВСМ); стекловолокно марки ЕС-350 (СВ); базальтовая фибра с размером частиц 3 мм (БВ-3).

Предельное напряжение сдвига, которое выдерживает система, не подвергаясь разрушению, по предлагаемому способу выше, чем у прототипа в 1,4-3,6 раза в зависимости от концентрации компонентов. Увеличение значения предельного напряжения сдвига системы происходит в результате дополнительного введения в гелеобразующий состав, полисахарида гуар и древесной муки с размером частиц, не превышающим 1,2 мм.

Повышение эффективности нефтеизвлечения из неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта за счет закачки гелеобразующего состава с повышенной сдвиговой прочностью оценивали на фильтрационных моделях пласта. В таблице 2 представлены основные условия и результаты вытеснения нефти из девонских кернов по предлагаемому и известному способу с использованием лабораторной установки ПИК-ОФС (ЗАО «Геологика), при строго одинаковой объемной подаче (1 см3/мин) жидкости. Использовались стандартные керны терригенных девонских пород диаметром 2,7-3,0 см и длиной 3,5-4,0 см. После закачки гелеобразующего раствора в керн, установка останавливается на технологическую паузу продолжительностью 24 часа (по прототипу до 3 суток). Проницаемость и пористость кернов имеют близкие значения, следовательно, исходные условия для проведения испытаний предлагаемого и известного способа одинаковы.

Основными параметрами эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН), направленных на снижение фильтрационной неоднородности пластов, являются фактор сопротивления (ФС) и остаточный фактор сопротивления (ОФС). Фактор сопротивления - это отношение подвижности воды к подвижности вытесняющего раствора при фильтрации в пористой среде. Остаточный фактор сопротивления - это отношение подвижности воды до воздействия к подвижности воды после воздействия МУН. Чем больше ФС и ОФС при минимальном содержании реагента в вытесняющем растворе, тем технологически и экономически эффективнее его применение в нефтедобыче. Также в таблице (фиг. 2) приведена кратность превышения ОФС предлагаемого способа относительно прототипа для разных составов.

Как видно из таблицы 2, предлагаемый способ по указанным параметрам превышает известный способ по остаточному фактору сопротивления от 0,84 до 5,16 раза в зависимости от концентрации ПАА. Исходя из этих результатов, делается вывод о том, что минимальная концентрация полиакриламида в составе должна быть не ниже 0,6% по массе. При концентрации гуара 0,2% и 0,6% ПАА показатели эффективности вытеснения нефти удовлетворительны, при концентрации гуара 0,1% имеют нижние предельные значения, граничащие с результатами по прототипу. Поэтому не рекомендуется снижать концентрацию ПАА в гелеобразующем составе ниже 0,6%.

При концентрации древесной муки 0,1% по (массе) происходит ухудшение фильтрационных свойств гелеобразующего состава (опыт 8, таблица 2) через керн с проницаемостью 0,538 мкм2 (наименьшая проницаемость из всех опытов). При повышенной концентрации отдельные частицы ДМ могут связываться друг с другом в более крупные частицы, которые способны закупорить входной канал порового пространства керна.При этом вязкость 0,8% раствора ПАА+0,1% гуара в этом эксперименте имеет высокое значение, о чем свидетельствует удовлетворительное значение ФС, равное 62,97.

В результате из-за высокой вязкости полимерного раствора и повышенной концентрации древесной муки с размером частиц, не превышающем 1,2 мм, в сочетании с меньшей проницаемостью керна, снижается объем закачиваемого гелеобразующего раствора, проникающего в керн, и, следовательно, уменьшается остаточный фактор сопротивления (ОФС=98,36) и эффективность вытеснения нефти. При проницаемости керна выше 0,6 мкм2 этих проблем нет. Следовательно, не рекомендуется увеличивать содержание древесной муки в гелеобразующем составе выше 0,1% в терригенных коллекторах со средней проницаемостью.

Пример конкретного выполнения.

Вариант предлагаемого способа осуществляется с применением стандартного (существующего) нефтепромыслового оборудования, обеспечивающего транспортировку, приготовление (перемешивание) и закачку рабочих жидкостей в скважину:

- комплекс по приготовлению растворов из жидких и сыпучих химических реагентов КУДР-8 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. Разрабатывают конкретную нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залегания 1049-1100 м, мощность пластов 3-5 м, пластовое давление 9,4 МПа, обводненность 98%, приемистость скважины не менее 100 м3/сут.

Вариант предлагаемого способа реализуется через добывающие скважины, характеризующиеся следующими параметрами и показателями:

- содержание воды в добываемой продукции (обводненность) не более 98%;

- дебит жидкости не менее 10 м3/сут;- нефтенасыщенная толщина пласта не менее 3 м;

Плотность попутно-добываемой воды не лимитируются.

Объем оторочки закачиваемого гелеобразующего раствора равен 44 м3. Плотность воды, на которой готовится раствор, составляет 1200 кг/м3. Для приготовления 1 м3 рабочего раствора с концентрациями: ПАА - 0,7% мас., Гуара - 0,2%, АХ - 0,06% мас., оксида магния (MgO) - 0,05% мас., древесной муки (ДМ) - 0,05%, воды - 98,94% мас. необходимый расход реагентов составляет: воды ПАА - 7 кг, Гуара - 2 кг, АХ товарной формы (с содержанием 50% мас. основного вещества) - 1,2 кг, MgO - 0,5 кг, древесной муки - 0,5 кг и воды 0,740 м3.

Составы готовят непосредственно на скважине перед закачкой в пласт смешением компонентов на установке КУДР-8 до состояния дисперсии. В этот момент составы имеют начальную вязкость 36-65 мПа⋅с. Продавливают состав в пласт в объеме, обеспечивающим его полное вытеснение из ствола скважины водой в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) + 0,5-1 м3. После этого осуществляют технологическую паузу продолжительностью не более 2 суток. После этого возобновляют работу скважины

Предлагаемый способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта повышает эффективность нефтеизвлечения за счет ограничения водопритока в скважину путем повышения сдвиговой прочности закачиваемого гелеобразующего состава, сокращения материальных и энергетических затрат и расширения технологических возможностей способа.

Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего полиакриламид, ацетат хрома и оксид магния в воде, отличающийся тем, что гелеобразующий состав дополнительно содержит полисахарид гуар и древесную муку с размером частиц, не превышающим 1,2 мм, а его закачку осуществляют в виде водной дисперсии при следующем соотношении компонентов, мас.%:

полиакриламид 0,5-1,0
гуар 0,1-0,2
ацетат хрома 0,04-0,06
оксид магния 0,02-0,05
древесная мука 0,02-0,2
вода остальное



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к термостабильным композициям полимерных ингибиторов образования отложений и их применению. Способ ингибирующей образование отложений обработки установки, содержащей водяную систему, включающий стадию введения в указанную водяную систему водной композиции, ингибирующей образование отложений, где указанная композиция содержит сополимер карбоновой кислоты, содержащий следующие мономеры: одну или более моноэтиленненасыщенных кислот и/или ангидридов и/или одну из их солей и 4-стиролсульфокислоту.

Изобретение относится к агрегирующим композициям для обработки подземного пласта и скважинных флюидов. Способ изменения характеристик самоагрегации и/или способности к агрегации у частиц, поверхностей и/или материалов для внутрискважинного применения включает приведение частиц, поверхностей и/или материалов в контакт с агрегирующей композицией, содержащей хитозаны, полипептиды, содержащие по меньшей мере одну аминокислоту, выбранную из группы, состоящей из лизина, триптофана, гистидина, аргинина, аспарагина, глутамина и их смесей и комбинаций, протеинсодержащие желатины и их смеси или комбинации, где указанная композиция образует частичное, по существу сплошное и/или сплошное покрытие на указанных частицах, поверхностях и/или материалах, изменяя их характеристики самоагрегации и/или способность к агрегации.

Настоящее изобретение относится к смазывающим композициям, применяемым в операциях бурения. Смазывающая композиция, подходящая для применения в операциях бурения, содержащая примерно от 90,0 до 99,0 мас.% по меньшей мере одной композиции базового масла, композиция базового масла содержит от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас.% воды, и от примерно 1,0 до примерно 10,0 мас.% уменьшающей трение композиции, включающей по меньшей мере одно соединение, описывающееся приведенной формулой.

Изобретение относится к способам разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов. Технический результат - обеспечение возможности подземного облагораживания нефти с целью повышения эффективности нефтеотдачи карбонатных коллекторов, необратимое снижение вязкости тяжелой нефти и природных битумов, снижение доли тяжелых фракций и увеличение доли легких фракций тяжелой нефти и природных битумов.
Изобретение относится к области добычи углеводородов, а именно к составам и способам для обработки подземной формации. Понижающий трение раствор для обработки приствольной зоны, содержащий воду, 100 от 500000 ч./млн.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к увеличению степени извлечения нефти из выработанных месторождений. Способ включает закачивание в призабойную зону скважин восстановительного состава, содержащего нитрат аммония, формальдегид, катализатор окисления простейших алифатических спиртов метанол, или этанол, или изопропанол и перекись водорода, содержащую ингибитор разложения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам для регулирования охвата нефтяных пластов заводнением и ограничения притока прорывного газа или попутно добываемой воды, и может найти применение при разработке нефтяных залежей, разрабатываемых с поддержанием пластового давления путем закачки воды или других агентов (газов и воздуха).

Настоящее изобретение относится к частицам гидрогеля, включающим ингибитор газовых гидратов, и способу их применения в нефтедобыче. Гидрогелевый ингибитор газовых гидратов включает по меньшей мере одну частицу полимерного гидрогеля с содержанием гидрогеля от 50 до 100%, при этом содержимое гидрогеля включает ингибитор, выбранный из группы, состоящей из по меньшей мере одного термодинамического ингибитора гидратов, по меньшей мере одного кинетического ингибитора гидратов или их комбинации, при этом частицы полимерного гидрогеля имеют средний диаметр 10-2000 мкм.

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.

Изобретения относятся к системам и способам для интенсификации или улучшения добычи нефти при применении смешивающегося растворителя. Способ интенсификации или улучшения добычи нефти, включающий закачивание смешивающейся нагнетаемой текучей среды через нагнетательную скважину в углеводородсодержащий пластовый резервуар, чтобы вытеснить углеводороды, где смешивающаяся нагнетаемая текучая среда содержит нефракционированную углеводородную смесь, являющуюся смешиваемой с углеводородами в углеводородсодержащем пластовом резервуаре, и представляет собой побочный продукт конденсирования и деметанизации углеводородных потоков, причем из потока углеводорода с температурами плавления ниже примерно 0 градусов по Фаренгейту (°F) (-18°C), и нефракционированная углеводородная смесь содержит по меньшей мере этан, пропан, бутан, изобутан, пентан и менее чем 1%, по объему жидкости, метана, закачивание текучей среды для регулирования подвижности через нагнетательную скважину в углеводородсодержащий пласт, чтобы сдерживать подвижность смешивающейся нагнетаемой текучей среды от нагнетательной скважины к эксплуатационной скважине, и получение вытесненных углеводородов через эксплуатационную скважину.

Настоящее изобретение относится к термостабильным композициям полимерных ингибиторов образования отложений и их применению. Способ ингибирующей образование отложений обработки установки, содержащей водяную систему, включающий стадию введения в указанную водяную систему водной композиции, ингибирующей образование отложений, где указанная композиция содержит сополимер карбоновой кислоты, содержащий следующие мономеры: одну или более моноэтиленненасыщенных кислот и/или ангидридов и/или одну из их солей и 4-стиролсульфокислоту.

Изобретение относится к агрегирующим композициям для обработки подземного пласта и скважинных флюидов. Способ изменения характеристик самоагрегации и/или способности к агрегации у частиц, поверхностей и/или материалов для внутрискважинного применения включает приведение частиц, поверхностей и/или материалов в контакт с агрегирующей композицией, содержащей хитозаны, полипептиды, содержащие по меньшей мере одну аминокислоту, выбранную из группы, состоящей из лизина, триптофана, гистидина, аргинина, аспарагина, глутамина и их смесей и комбинаций, протеинсодержащие желатины и их смеси или комбинации, где указанная композиция образует частичное, по существу сплошное и/или сплошное покрытие на указанных частицах, поверхностях и/или материалах, изменяя их характеристики самоагрегации и/или способность к агрегации.

Настоящее изобретение относится к смазывающим композициям, применяемым в операциях бурения. Смазывающая композиция, подходящая для применения в операциях бурения, содержащая примерно от 90,0 до 99,0 мас.% по меньшей мере одной композиции базового масла, композиция базового масла содержит от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас.% воды, и от примерно 1,0 до примерно 10,0 мас.% уменьшающей трение композиции, включающей по меньшей мере одно соединение, описывающееся приведенной формулой.
Изобретение относится к области добычи углеводородов, а именно к составам и способам для обработки подземной формации. Понижающий трение раствор для обработки приствольной зоны, содержащий воду, 100 от 500000 ч./млн.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при проектировании и контроле разработки нефтяных залежей. Согласно способу по данным геофизических исследований в скважинах и лабораторных исследований определяют пористость, вязкость агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективную нефтенасыщенную толщину вскрытого скважиной пласта, начальное пластовое давление по всем объектам разработки тектонической структуры.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению продуктивности скважин и интенсификации добычи нефти.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к увеличению степени извлечения нефти из выработанных месторождений. Способ включает закачивание в призабойную зону скважин восстановительного состава, содержащего нитрат аммония, формальдегид, катализатор окисления простейших алифатических спиртов метанол, или этанол, или изопропанол и перекись водорода, содержащую ингибитор разложения.
Изобретение относится к эксплуатации подземных хранилищ природного газа, созданных в водоносном пласте или в истощенных газовых пластах с активной краевой водой. Технический результат – повышение эффективности эксплуатации подземного газохранилища.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам для регулирования охвата нефтяных пластов заводнением и ограничения притока прорывного газа или попутно добываемой воды, и может найти применение при разработке нефтяных залежей, разрабатываемых с поддержанием пластового давления путем закачки воды или других агентов (газов и воздуха).

Группа изобретений относится к области извлечения ресурсов из подземных резервуаров путем закачивания жидкостей и газов в эти резервуары. Технический результат – повышение эффективности извлечения ресурсов и надежности используемых систем.

Настоящее изобретение относится к термостабильным композициям полимерных ингибиторов образования отложений и их применению. Способ ингибирующей образование отложений обработки установки, содержащей водяную систему, включающий стадию введения в указанную водяную систему водной композиции, ингибирующей образование отложений, где указанная композиция содержит сополимер карбоновой кислоты, содержащий следующие мономеры: одну или более моноэтиленненасыщенных кислот и/или ангидридов и/или одну из их солей и 4-стиролсульфокислоту.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может быть применено при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами. В способе разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта, включающем закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего полиакриламид, ацетат хрома и оксид магния в воде, гелеобразующий состав дополнительно содержит полисахарид гуар и древесную муку с размером частиц, не превышающим 1,2 мм, а его закачку осуществляют в виде водной дисперсии при следующем соотношении компонентов, мас.: полиакриламид 0,5-1,0, гуар 0,1-0,2, ацетат хрома 0,04-0,06, оксид магния 0,02-0,05, древесная мука 0,02-0,2, вода остальное. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородного по проницаемости заводненного пласта путем повышения сдвиговой прочности состава. 2 табл.

Наверх