RU2693104C1 - Состав реагента для разработки нефтяного месторождения заводнением и способ его применения - Google Patents
Состав реагента для разработки нефтяного месторождения заводнением и способ его применения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2693104C1 RU2693104C1 RU2018127747A RU2018127747A RU2693104C1 RU 2693104 C1 RU2693104 C1 RU 2693104C1 RU 2018127747 A RU2018127747 A RU 2018127747A RU 2018127747 A RU2018127747 A RU 2018127747A RU 2693104 C1 RU2693104 C1 RU 2693104C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- reagent
- formation
- composition
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 47
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 title claims abstract description 36
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 14
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 239000000701 coagulant Substances 0.000 claims abstract description 29
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 25
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims abstract description 25
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 25
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 24
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 11
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 12
- NNCOOIBIVIODKO-UHFFFAOYSA-N aluminum;hypochlorous acid Chemical compound [Al].ClO NNCOOIBIVIODKO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 57
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 abstract description 15
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 46
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 46
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 25
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 24
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 19
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 15
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 13
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 13
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 12
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 11
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 11
- 230000008569 process Effects 0.000 description 11
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 8
- 239000000047 product Substances 0.000 description 7
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 6
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 6
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 5
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910052910 alkali metal silicate Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 4
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 4
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 description 4
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 4
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 4
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 4
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229910010413 TiO 2 Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- -1 cation salt Chemical class 0.000 description 3
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 239000004312 hexamethylene tetramine Substances 0.000 description 2
- 229920000592 inorganic polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 150000003609 titanium compounds Chemical class 0.000 description 2
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910004762 CaSiO Inorganic materials 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910017625 MgSiO Inorganic materials 0.000 description 1
- MGQIWUQTCOJGJU-UHFFFAOYSA-N [AlH3].Cl Chemical compound [AlH3].Cl MGQIWUQTCOJGJU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000000454 anti-cipatory effect Effects 0.000 description 1
- YADYSHISCDOTDA-UHFFFAOYSA-N azane;silicic acid Chemical compound N.O[Si](O)(O)O YADYSHISCDOTDA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M dimethyl-bis(prop-2-enyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C=CC[N+](C)(C)CC=C GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000003311 flocculating effect Effects 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000006194 liquid suspension Substances 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920000609 methyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001923 methylcellulose Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000012758 reinforcing additive Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical class O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000019351 sodium silicates Nutrition 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000011269 treatment regimen Methods 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Abstract
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.
Description
Область техники
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для регулирования охвата неоднородных по проницаемости пластов процессами вытеснения нефти закачиваемым агентом (водой, газом и т.д.), снижения обводненности добываемой продукции и, как следствие, увеличения нефтеотдачи с помощью закачки в нефтяной пласт специальных составов.
Предшествующий уровень техники
Основным методом разработки нефтяных залежей и увеличения нефтеотдачи пластов является заводнение.
В настоящее время заводнение - самый распространенный в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений. В России свыше 90% всей нефти добывают из заводняемых месторождений. В США из таких месторождений также получают значительную часть добычи нефти.
Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне.
В процессе разработки залежей и применения заводнения, отмечаются явления опережающего движения закачиваемых вод по пропласткам и зонам с высокими фильтрационными свойствами и их обводнению. Данный факт приводит к последующему движению воды по промытым пропласткам без совершения полезной работы по вытеснению нефти и недостижению проектного охвата пластов заводнением, что в целом снижает эффективность разработки месторождения. При этом пропластки и участки залежей с ухудшенными фильтрационными свойствами остаются невовлеченными в процесс разработки и обводненность добываемой продукции значительно превышает выработанность запасов нефти.
Для повышения охвата пласта заводнением по толщине и по площади, а, следовательно, и увеличения нефтеизвлечения необходимо увеличить сопротивление движению воды в промытых высокопроницаемых зонах нефтеносного пласта, создать гидродинамические барьеры и тем самым направить закачиваемую воду в неохваченные вытеснением более низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки. Такой результат можно достигнуть путем закачки в пласт составов, ограничивающих фильтрацию воды через высокообводненные (или полностью промытые) нефтяные пропластки и изменить направление гидродинамических потоков в пласте.
Основные требования к составам по регулированию охвата пластов заводнением и создаваемому гидродинамическому барьеру: технологичность, прочность, стойкость к разрушению во времени и экономическая целесообразность.
Известно большое количество методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействием, таких как закачка загущенной полимерами воды, пены, периодическая закачка в пласт реагентов, понижающих проницаемость отдельных высокопроницаемых промытых вытесняющим агентом пропластков, силикатно-щелочных растворов (СЩР), полимердисперсных систем (ПДС), а также разнообразных гелеобразующих в пластовых условиях композиций химреагентов.
С целью ограничения фильтрации в обводненных зонах на фоне заводнения применяют методы увеличения нефтеотдачи с использованием вязкоупругих составов, гелей на основе полимеров, щелочно-полимерных составов, силикатных композиций и других.
Из осадкообразующих составов широко распространенными в настоящее время считаются силикатно-щелочные составы (СЩС), щелочно-полимерные растворы (ЩПР), аммиачная вода, метилцеллюлоза, основанные на взаимодействии с пластовой водой с образованием нерастворимого осадка.
Известен способ регулирования нефтяных пластов (патент США №4332297, опубл. 1982 г.) посредством избирательного регулирования потока жидкости через зоны коллектора с высокой проницаемостью закачкой водного раствора полимера с последующей закачкой водного раствора силиката щелочного металла. Недостатком способа является низкая эффективность, особенно на поздней стадии разработки, т.к. в пористой среде растворы не перемешиваются и не образуют во всем объеме ни ассоциатов, ни осадка, что не создает эффективного сопротивления течению воды при последующем заводнении. В результате нефтеотдача остается невысокой.
Известен способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов (Патент РФ №2146002, опубл. 2000 г.). Периодически через нагнетательную скважину с восстановленным в призабойной зоне пластовым давлением закачивают водные растворы силиката щелочного металла и полимера, которые перед закачкой смешивают с минерализованной водой, имеющей минерализацию 15-180 г/л. Смесь закачивают оторочками, переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 0,5 МПа и более, в каждой последующей оторочке уменьшают количество водорастворимого полимера и силиката щелочного металла, при этом общее уменьшение количества водорастворимого полимера лежит в пределах от 0,1 до 0,001 мас. %, количество силиката щелочного металла в пределах от 10 до 0,1 мас. %, минерализованная вода составляет остальное количество до 100 мас. %. В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид или эфиры целлюлозы. Однако способ недостаточно эффективен для высокопроницаемых промытых зон, так как при осаждении из водных растворов силиката натрия в присутствии минерализованной воды образуются аморфные силикаты натрия, которые в виде коллоидной системы закачиваются в скважину и отлагаются в виде пробок в высокопроницаемых зонах, однако их прочность низкая, и они быстро вымываются, что приводит к кратковременной эффективности способа.
Одним из эффективных методов воздействия для глубокой обработки пласта является процесс селективной изоляции водопроводящих каналов водоизолирующими составами на основе силиката натрия, испытанный и внедренный на обводненных нефтяных залежах.
В основе технологии применения силикатных составов лежит их способность взаимодействовать с ионами поливалентных металлов или другими агентами с образованием водорастворимых осадков CaSiO3, MgSiO3, Mg(OH)2, Са(ОН)2 или гелеобразных систем.
Осадки солей кремнекислоты являются коллоидами, они способны снижать проницаемость среды в 4-10 раз. Осадки гидроокиси магния и кальция снижают проницаемость в меньшей степени, в 1,5-2 раза. Замечено, что гели кремнекислоты обладают малой механической прочностью на сжатие (менее 0,1 МПа) и характеризуются некоторым начальным напряжением сдвига. Эффект тампонирования достигается вследствие наличия у геля начального сдвига, но из-за малого его значения тампонирующий экран, полученный на его основе, быстро разрушается и вытесняется. Механическая прочность геля повышается путем введения в силикатные растворы специальных добавок, что позволяет сохранить тампонирующий эффект водоизолирующего слоя в обводненных зонах при очень большой депрессии (до 20-25 МПа). К таким добавкам относятся полимеры, при использовании которых образуются межмолекулярные связи между стенками пор и поверхностью осадков, что способствует повышению стабильности слоя и его прочности. Широкие возможности применения силикатов обусловливаются их свойствами, которые сохраняются даже при высоком давлении и температуре до 200°С. Это позволило разработать и внедрить с их использованием способы селективного ограничения водопритоков из глубокозалегающих высокотемпературных коллекторов. В этих условиях большинство полимерных и кремнийорганических составов малоэффективны.
Способностью к образованию объемных гелеобразных стабильных осадков во времени обладают аммиачно-силикатные растворы с хлористым кальцием. С целью повышения стабильности осадков при повышении температуры до 70-80°С исследовались добавки различных водорастворимых полимеров, обладающих флокулирующей способностью, например, ПАА, гипана, демана ВПК-402.
Известен способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами, включающий последовательную закачку через нагнетательные скважины водного раствора полиакриламида и полимердисперсной системы (ПДС), содержащих едкий натр, оторочками в объеме до 200 м3 до снижения приемистости нагнетательной скважины на величину не более 50% и отбор нефти через добывающие скважины (Патент РФ №2044872, опубл. 27.09.1995). Известный способ зачастую бывает невоспроизводим, т.к. при закачке 50 м3 ПДС возможно снижение приемистости на величину более 50%. Кроме того, создание за счет едкого натра подвижной ПДС способствует быстрому снижению эффективности обработки и приводит к необходимости частого проведения повторных закачек.
Известен состав для добычи нефти из неоднородного пласта, включающий закачку дисперсной полимерной системы, состоящей из смеси анионного полимера, соли поливалентного катиона и воды (Патент РФ №2215870, опубл. 10.11.2003). В результате взаимодействия полиакриламида и соли катиона при оптимальном соотношении происходит сшивание двух полимерных сегментов, находящихся на некотором расстоянии друг от друга, в результате образуется дисперсия коллоидных частиц - капсулированная полимерная система. Однако вязкоупругие свойства капсулированных полимерных систем возрастают в некоторых случаях на несколько порядков, и при движении в пористой среде создают значительные фильтрационные сопротивления. Недостатком применения данного состава является то, что он не эффективен в высокопроницаемых пластах из-за недостаточного содержания полимера и соли поливалентного катиона в смеси. Вследствие этого количество образующихся капсулированных систем и их размеры недостаточны для закупоривания высокопроницаемых зон пласта.
Известен способ добычи нефти путем последовательной закачки в пласт порций растворов полиакриламида и соли алюминия с буфером воды (Патент РФ №2086757, опубл. 1997) между ними для проведения изоляционных работ по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин с помощью вязкоупругих составов на основе полиакриламида (ПАА). Способ включает последовательную закачку в пласт растворов ПАА и соли алюминия. Между оторочками ПАА и соли алюминия закачивают оторочку пресной воды.
Недостатком этого способа является то, что в пласт закачивается по одной оторочке ПАА и соли алюминия с буфером воды между ними с устья каждой скважины. При закачке оторочек компонентов (полимера и соли алюминия) и буфера воды малого объема (до 10-50 м3), обеспечивающих качественное смешивание ПАА и соли алюминия, воздействие на пласт будет не эффективно из-за недостаточного объема оторочки после смешивания ПАА и соли алюминия. При увеличении количества реагентов до количества, достаточного для получения результатов кольматации и выравнивания фронтов заводнения пласта, невозможно достижение качественного смешения в пласте при использовании по одной оторочке компонентов и требуется практически двукратное увеличение закачки количества реагентов, что ведет к увеличению затрат на реализацию способа. Кроме того, при приготовлении раствора ПАА на поверхности для закачки в скважину необходимо полное растворение ПАА в пресной воде в течение 60 мин, в сточной воде в течение 90 мин, что приводит к лишним затратам. При этом после закачки состава в пласт требуется выдержка скважины в течение трех суток на период гелеобразования, что связано также с дополнительной затратой времени на проведение процесса. Приготовление и закачка состава производится индивидуально в одну скважину с устья.
Следует отметить, что с повышением температуры пласта более 70°С происходят разрушение молекул полимеров и снижение эффективности его применения для повышения нефтеотдачи пластов. При проницаемости пласта менее 0,1 мкм2 при закачке полимерных растворов происходит либо кольматация призабойной зоны, либо механическое разрушение молекул полимера, так как размеры молекул раствора больше размеров пор.
В условиях повышенной солености пластовых вод и содержания солей кальция и магния водные растворы наиболее доступных полимеров становятся неустойчивыми, нарушается их структура и пропадает эффект загущения воды, а более устойчивые полимеры биологического происхождения пока практически недоступны.
Известен способ разработки неоднородной обводненной нефтяной залежи (патент РФ №2528183, опубл. 10.09.2014), включающий закачку через нагнетательные скважины водного раствора, включающего коагулянт: водные растворы солей многовалентных металлов, водные растворы сшивающих агентов, полимердисперсную систему и ПАВ. Причем закачку реагентов ведут в зависимости от текущего коэффициента нефтеотдачи и обводненности нефтепродукта, в виде их отдельных оторочек или в виде их смеси с компонентами полимердисперсной системы и с буферным объемом воды между компонентами полимердисперсной системы.
Недостатком используемого рабочего агента является наличие полимерного реагента. Полимеры являются дефицитными и дорогостоящими продуктами, нестабильным при высоких пластовых температурах и повышенной минерализации, процесс такого заводнения достаточно трудоемкий.
Кроме того, имеются способы регулирования охвата пластов заводнением, относящихся к термотропной группе на основе композиций химических реагентов, увеличивающих реологические свойства гелей, получаемых в пластовых условиях.
Известен гелеобразующий при растворении в воде реагент «Галка-Термогель» (ТУ 2163-015-00205067-01, 2001) - композиция на основе гидроксохлорида алюминия, содержащая также карбамид и уротропин. Применение в составе уротропина приводит к уусложнению технологического процесса его получения, хранения и применения в связи с тем, что уротропин требует особых условий обращения и хранения, а именно: в темных и сухих прохладных помещениях. Кроме того, уротропин очень летуч, имеет неприятный запах.
Известен состав для повышения нефтеотдачи (патент РФ №2076202, опубл. 1997), содержащий полиакриламид, хлорид алюминия, карбамид и воду. Основным недостатком данного состава, является отсутствие эффекта повышения структурно-механических и реологических свойств геля, при температурах 90°С и выше, что существенно ограничивает область применения данного состава.
Известен способ разработки неоднородной обводненной нефтяной залежи (патент РФ №2541667, опубл. 20.02.2015), на основе состава, включающего алюминия хлорид марки А-5, карбамид марки А, кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н и воду. Недостатком используемого рабочего агента является недостаточная прочность, образуемых гелей и синерезис (выделение воды из объема геля) через 5-10 суток, что приводит к уменьшению объема гелей восстановлению проницаемости высокопроводящих обводненных каналов.
Наиболее близким к заявляемому составу и способу его применения является способ для регулирования охвата нефтяных пластов заводнением с применением коагулянта, полученного из титансодержащей руды лейкоксен, в виде его 1-30%-ной водной суспензии для обработки обводненного нефтяного пласта путем закачки ее в указанный нефтяной пласт (патент РФ №2581070, опубл. 10.04.2016). В основу действия указанного состава заложен процесс коагуляции, который реализуется в пластовых условиях: частицы-загрязнители закачиваемой воды (ТВЧ, остатки нефти и частицы породы) захватываются адсорбционными центрами основных компонентов реагента «титановый коагулянт»: соединения титана (TiO2, TiO3) и алюминия (Al2O3, AlCl3) и образуют осадок, который имеет недостаточную прочность.
Разработанная технология имеет существенный недостаток - отсроченный технологический эффект, обусловленный необходимостью контакта реагента с большими объемами закачиваемой воды (в 50-100 раз превышающие объем закачиваемого рабочего агента) для формирования осадка - продукта коагуляции. В случае применения закачиваемой воды с недостаточным количеством взвешенных частиц и нефтепродуктов, процесс коагуляции отсутствует и данная технология неэффективна, что ограничивает область применения состава.
Указанный недостаток может быть устранен путем введения в состав рабочего агента дополнительного компонента - карбамида, который при комнатной температуре не реагирует с титановым коагулянтом. В пластовых условиях повышение температуры раствора до 80-90°С инициирует взаимодействие карбамида с одним из компонентов титанового коагулянта - хлористым алюминием, что приводит к образованию прочного геля. Образующийся гель превосходит по своим прочностным характеристикам известные гели-аналоги, например, термотропные составы «Галка», «РВ-ЗП» и т.д., ввиду того, что нерастворимые компоненты титанового коагулянта выполняют роль армирующей добавки.
Раскрытие изобретения
Технический результат, достигаемый заявленным изобретением, заключается в повышении эффективности состава реагента для разработки нефтяного месторождения заводнением за счет увеличения срока его работоспособности, улучшения реологических
свойств получаемого в пластовых условиях геля, а именно, прочностные характеристики геля, снижение времени гелеобразования, отсутствие синерезиса, и как следствие его применения увеличение охвата пластов заводнением на 10-30%, а нефтеотдачи залежи на 0,01-2%.
Указанный технический результат достигается применением состава реагента для разработки нефтяного месторождения, включающего титановый коагулянт, полученный из титансодержащей руды лейкоксен, гидроксохлорид алюминия и карбамид при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| Титановый коагулянт | 10-40 |
| Гидроксохлорид алюминия | 20-40 |
| Карбамид | 40-60. |
Карбамид при комнатной температуре не реагирует с титановым коагулянтом и соединениями алюминия. В пластовых условиях при повышении температуры раствора до 70-120°С, инициируется взаимодействие карбамида с одним из компонентов титанового коагулянта - хлористым алюминием и дополнительно введенным гидроксохлоридом алюминия, что приводит к образованию прочного геля.
Титановый коагулянт представляет собой сложную композицию на основе соединений титана и алюминия (оксидов, гидроксидов, хлоридов и оксигидрохлоридов). Водный раствор (суспензия) коагулянта является неорганическим полимером.
Титановый коагулянт представляет собой белый мелкодисперсный порошок с низкой объемной плотностью 0,80±0,1 г/см3, при смешивании с водой образует суспензию, размер частиц растворенного в воде коагулянта - около 5 мкм. В диапазоне концентраций 1-30% водный раствор является ньютоновской жидкостью, при этом раствор имеет рН=3-5. Содержащиеся в коагулянте соединения алюминия (AlCl3, Al2O3), дополнительно создают тонкодисперсную взвесь, которая упрочняет образованную гелевую систему. В целом, гелеобразная система с повышенной вязкостью увеличивает фильтрационные сопротивления в высокопроводящих каналах пласта, что приводит к перераспределению закачиваемых вод и увеличению охвата пластов заводнением.
Суспензия, содержащая нерастворимые частицы коагулянта упрочняет (армирует) гель, который по своим прочностным характеристикам превосходит известные гели-аналоги (термотропные составы «Галка», «Термогель», Термогос», «РВ-ЗП» и его модификации и т.д.). Кроме того, учитывая адсорбционный свойства коагулянта отсутствуют явления синерезиса геля.
Таким образом, после закачки водного раствора заявляемого состава реагента («Реагент ТК-2»), в пластовых условиях образуется прочный термотропный гель (первичный механизм), являющийся гидродинамическим барьером, образованный за счет растворимых компонентов титанового коагулянта.
В процессе последующей прокачки воды и нахождению в пласте, образованный гель, обладающий более высокими прочностными характеристиками по отношению к широко применяемым термотропным составам (например: «Галка», «Термогель», Термогос», «РВ-ЗП» и др.) со временем будет подвергаться разрушению (размыву).
Однако по мере разрушения первичного гидродинамического барьера - термотропного геля, будут высвобождаться нерастворимые компоненты титанового коагулянта (TiO2, Al2O3) и начинает реализовываться вторичный механизм на основе коагуляции. При контакте с закачиваемой водой освобожденные адсорбционные центры нерастворимых компонентов послужат основой для формирования вторичного гидродинамического барьера.
Указанный технический результат достигается способом разработки нефтяного месторождения путем закачки в нефтяной пласт 5-20 мас. % водной суспензии реагента, включающего титановый коагулянт, гидроксохлорид алюминия и карбамид, при этом закачку осуществляют при общем объеме одной обработки 50-5000 м3.
Соединения титана (TiCl4, ТiО2), являются наиболее активной частью реагента, и при взаимодействии с водой образуют развитые линейные структуры - неорганический полимер, состоящий из сцепленных частиц с большим количеством адсорбционных центров, которые за счет электростатического притяжения образуют коллоидную систему в виде геля.
Содержащиеся в коагулянте соединения алюминия (AlCl3, Al2O3), дополнительно создают тонкодисперсную взвесь, которая упрочняет образованную гелевую систему. В зависимости от концентрации реагента жидкая суспензия даже после отделения твердых частиц путем фильтрации обладает большей вязкостью, чем вода - растворитель.
Указанный состав способствует образованию геля внутри пласта, что позволяет блокировать его высокопроницаемые участки. Эффективность состава была подтверждена лабораторными исследованиями. Изучено влияние времени и температуры гелеобразования в зависимости от концентрации титанового коагулянта, карбамида и гидрохлорида алюминия.
Осуществление изобретения
Потокоотклоняющие технологии основаны на закачке в нагнетательные скважины растворов реагентов, предназначенных для снижения проницаемости высокопроницаемых прослоев пласта (вплоть до их блокирования), с целью выравнивания приемистости скважины по разрезу пласта и, тем самым, создания более равномерного фронта вытеснения и уменьшения прорывов воды в добывающие скважины. Данные технологии активно используются в России с 80-х годов прошлого века и в настоящее время широко используются во всех нефтедобывающих регионах России.
Технология закачки в нагнетательные скважины водного раствора коагулянта, карбамида и гидроксихлорида алюминия, относится к категории потокоотклоняющих. Задача указанных технологий состоит в снижении проводимости промытых зон пласта, что увеличивает область нефтевытеснения, и в свою очередь способствует увеличению коэффициента охвата, текущего коэффициента нефтеотдачи и снижению обводненности добываемой жидкости.
Эффективность применения технологии оценивается по количеству дополнительно добытой нефти на одну обработку нагнетательной скважины (скв./операцию). Для разных объектов (в зависимости от геолого-физических свойств - ГФХ и состояния разработки залежей нефти) дополнительная добыча изменяется от 200 до 1500 тонн нефти. Прямую зависимость между концентрацией раствора «Реагента ТК-2» и дополнительной добычей привести сложно, поскольку концентрация раствора в первую очередь определяется приемистостью нагнетательных скважин (ГФХ) при выборе стратегии обработок.
Технология обработки нагнетательных скважин заключается в следующем:
1.1. Выбирается концентрация рабочего агента.
Выбор концентрация рабочего агента зависит от проницаемости и эффективной мощности пласта и фактической приемистости нагнетательной скважины, которая является производной фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) объекта, то есть от толщины, пористости, проницаемости коллектора, наличия высокопроницаемых каналов и т.д.
Рекомендуемые концентрации и объемы закачки реагента от приемистости скважины представлены в таблице 1:
1.2. Выбор объема закачки рабочего агента индивидуально в каждую скважину.
Объем закачиваемого реагента выбирают с учетом результатов трассерных исследований, которые проводят по общепринятым методикам, и позволяют определить суммарные объемы высокопроницаемых фильтрационных каналов (эффективный объем трубок тока). С учетом коэффициента запаса, рекомендуемый общий объем одной обработки составляет 1,0-2,0 указанного объема суммарных эффективных трубок тока и составляет 50-3000 м3.
Состав применяют путем растворения в воде в соотношении 1:5-1:20 непосредственно перед закачкой в скважину. Состав фасуется в мешки по 25 кг для удобства работы обслуживающему персоналу или в биг-бэги массой 500 и 1200 кг. Перед использованием тара вскрывается. Реагент могут растворять в промежуточной емкости, полученный раствор закачивать в скважину, или дозировать через эжектор в водовод в скважину. Последнее может быть реализовано только в случае сыпучей формы реагента.
Опыт применения потокоотклоняющих технологий свидетельствует о максимальной эффективности технологий на ранних стадии заводнения и высокой фильтрационной неоднородности продуктивного разреза. Тем не менее, применение на поздних стадиях эффективность достаточна высока и в обязательном порядке технологии должны применяться в связи с увеличением фильтрационной неоднородности (рост фазовых проницаемостей для воды) и снижением коэффициента полезного действия закачиваемой воды, движущейся по сложившемся каналам фильтрации (трубкам тока) без совершения полезной работы по вытеснению нефти.
Разрабатывают неоднородное многопластовое многоэлементное нефтяное месторождение. Выполняют отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента - суспензии «Реагента ТК-2» через нагнетательные скважины. Анализируют состояние разработки месторождения по обводненности продукции, профилю приемистости и величине приемистости нагнетательных скважин.
Примеры осуществления изобретения
В опытах использовались следующие реагенты:
1. Титановый коагулянт ТУ 2163-002-877-07-082-2013;
2. Карбамид марки ГОСТ 2081-2010;
3. Гидроксохлорид алюминия ТУ 2163-069-002-05067-2007.
4. Вода.
Расчетное количество полученного термотропного гелеобразующего состава помещали в стеклянную колбу, добавляли необходимое количество технической воды, полученные растворы тщательно перемешивали, закрывали и помещали в термошкаф при заданной температуре. Контроль проводился визуальным способом. При температуре 90°С исследуемые растворы помещались в термошкафы. Результаты испытаний и физико-химические характеристики термотропных составов на основе реагента приведены в Таблице 2.
Для закачки в пласт суспензию «Реагента ТК-2» готовят на поверхности путем добавления в закачиваемую воду.
При этом способ достаточно прост и технологичен, позволяет увеличить охват пластов заводнением на 10-30% (в зависимости от профиля приемистости нагнетательных скважин), нефтеотдачу залежи на 0,01-2%.
Пример.
Выделяют участок залежи со средней обводненностью продукции около 80% и с приемистостью нагнетательных скважин до 150-300 м3/сут. Залежь имеет следующие характеристики: толщина продуктивного пласта - 10 м, глубина водонефтяного контакта - 2450 м, пластовое давление - 23,6 МПа, пластовая температура - 94°С, пористость - в пределах от 12 до 24%, проницаемость - 50*10-3 мкм2, начальная нефтенасыщенность - 0,6, неоднородность 0,5, вязкость нефти в пластовых условиях - 2,4 мПа с, плотность нефти - 0,81 г/см3, минерализация пластовой воды - 30 г/л. Текущий коэффициент нефтеотдачи залежи составляет 0,29.
Залежь разрабатывают с применением заводнения. Для обработки выбирают рабочий агент - водная суспензия «Реагента ТК-2», содержащая 20 мас. % реагента и закачивается через 6 нагнетательных скважин, из добывающих скважин ведется отбор продукции - обводненная жидкость со средней долей нефти около 10-40%.
Обработка нагнетательных скважин заключается в закачке водных растворов реагента в объеме 50-1200 м3 на 1 нагнетательную скважину. После обработки нагнетательных скважин, разработку месторождения продолжают в прежнем режиме.
В результате проведения мероприятий текущий коэффициент нефтеотдачи залежи составил 0,305.
Примеры осуществления изобретения и физико-химические свойства состава на основе реагента приведены в Таблице 2.
Claims (8)
1. Состав реагента для разработки нефтяного месторождения, включающий титановый коагулянт, полученный из титансодержащей руды лейкоксен, отличающийся тем, что дополнительно содержит гидроксохлорид алюминия, карбамид, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
2. Способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в нефтяной пласт водной суспензии, включающей титановый коагулянт, отличающийся тем, что в нефтяной пласт закачивают 5-20 мас. % водную суспензию реагента по п. 1.
3. Способ разработки нефтяного месторождения по п. 2, отличающийся тем, что предпочтительно при приемистости скважины менее 150 м3/сут осуществляют закачку 5-10 мас. % суспензии в объеме 5-10 м3 на метр перфорированной толщины пласта.
4. Способ разработки нефтяного месторождения по п. 2, отличающийся тем, что предпочтительно при приемистости скважины 150-300 м3/сут используют 10-20 мас. % суспензию в объеме 10-15 м3 на метр перфорированной толщины пласта.
5. Способ разработки нефтяного месторождения по п. 2, отличающийся тем, что при приемистости скважины 300-700 м3/сут используют 10-20 мас. % суспензию в объеме 15-20 м на метр перфорированной толщины пласта.
6. Способ разработки нефтяного месторождения по п. 2, отличающийся тем, что предпочтительно при приемистости скважины 700-1500 м3/сут используют 10-20 мас. % суспензию в объеме 20-100 м3 на метр перфорированной толщины пласта.
7. Способ разработки нефтяного месторождения по п. 2, отличающийся тем, что предпочтительно при приемистости скважины выше 1500 м3/сут используют 10-20 мас. % суспензию в объеме 100-200 м3 на метр перфорированной толщины пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018127747A RU2693104C1 (ru) | 2018-07-30 | 2018-07-30 | Состав реагента для разработки нефтяного месторождения заводнением и способ его применения |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018127747A RU2693104C1 (ru) | 2018-07-30 | 2018-07-30 | Состав реагента для разработки нефтяного месторождения заводнением и способ его применения |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2693104C1 true RU2693104C1 (ru) | 2019-07-01 |
Family
ID=67252106
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018127747A RU2693104C1 (ru) | 2018-07-30 | 2018-07-30 | Состав реагента для разработки нефтяного месторождения заводнением и способ его применения |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2693104C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2735821C1 (ru) * | 2020-06-09 | 2020-11-09 | Владимир Витальевич Муляк | Способ повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2757331C1 (ru) * | 2020-11-08 | 2021-10-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Нефтесервискомплект" | Состав для разработки обводненной нефтяной залежи |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4332297A (en) * | 1980-08-18 | 1982-06-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs |
| RU2146002C1 (ru) * | 1999-08-09 | 2000-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов |
| RU2367618C2 (ru) * | 2007-09-26 | 2009-09-20 | Закрытое акционерное общество "СИТТЕК" (ЗАО "СИТТЕК") | Коагулянт титановый, используемый для очистки нефтесодержащих пластовых соленых вод до воды питьевого качества, способ очистки нефтесодержащих пластовых соленых вод до воды питьевого качества (варианты) и комплексная система для очистки нефтесодержащих пластовых соленых вод до воды питьевого качества |
| RU2528183C1 (ru) * | 2013-07-02 | 2014-09-10 | Газизов Айдар Алмазович | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2541667C1 (ru) * | 2013-12-24 | 2015-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Состав для повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2581070C1 (ru) * | 2015-02-19 | 2016-04-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Применение титанового коагулянта для обработки обводненного нефтяного пласта |
-
2018
- 2018-07-30 RU RU2018127747A patent/RU2693104C1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4332297A (en) * | 1980-08-18 | 1982-06-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs |
| RU2146002C1 (ru) * | 1999-08-09 | 2000-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов |
| RU2367618C2 (ru) * | 2007-09-26 | 2009-09-20 | Закрытое акционерное общество "СИТТЕК" (ЗАО "СИТТЕК") | Коагулянт титановый, используемый для очистки нефтесодержащих пластовых соленых вод до воды питьевого качества, способ очистки нефтесодержащих пластовых соленых вод до воды питьевого качества (варианты) и комплексная система для очистки нефтесодержащих пластовых соленых вод до воды питьевого качества |
| RU2528183C1 (ru) * | 2013-07-02 | 2014-09-10 | Газизов Айдар Алмазович | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2541667C1 (ru) * | 2013-12-24 | 2015-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Состав для повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2581070C1 (ru) * | 2015-02-19 | 2016-04-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Применение титанового коагулянта для обработки обводненного нефтяного пласта |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2735821C1 (ru) * | 2020-06-09 | 2020-11-09 | Владимир Витальевич Муляк | Способ повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2757331C1 (ru) * | 2020-11-08 | 2021-10-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Нефтесервискомплект" | Состав для разработки обводненной нефтяной залежи |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2897497C (en) | Methods of designing a drilling fluid having suspendable loss circulation material | |
| US7854277B2 (en) | Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent | |
| CA2918022C (en) | Adjusting surfactant concentrations during hydraulic fracturing | |
| EP1460121B1 (en) | Well treating fluids | |
| EP1980604A1 (en) | Plugging of high permeability regions of subterranean formations | |
| CA2896186A1 (en) | Method for recovering oil | |
| CN110945208B (zh) | 提高地层采油率的方法 | |
| RU2693104C1 (ru) | Состав реагента для разработки нефтяного месторождения заводнением и способ его применения | |
| RU2581070C1 (ru) | Применение титанового коагулянта для обработки обводненного нефтяного пласта | |
| EP1654439A1 (en) | Methods of treating subterranean zones and viscous aqueous fluids containing xanthan and a combination crosslinker - breaker | |
| RU2528183C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2716316C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2391378C1 (ru) | Тампонажный состав для селективного ограничения водопритоков в добывающих скважинах | |
| RU2597593C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах | |
| NO159117B (no) | Fremgangsmaate for utvinning av raaolje, samt mobilitetsregulerende middel for tertiaer oljeutvinning. | |
| RU2529975C1 (ru) | Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун) | |
| RU2735821C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов | |
| RU2396419C1 (ru) | Способ изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам | |
| RU2818344C1 (ru) | Способ извлечения нефти из нефтяного пласта с применением наночастиц | |
| RU2451168C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов | |
| RU2818633C1 (ru) | Способ извлечения нефти из нефтяного пласта с применением наночастиц | |
| RU2818632C1 (ru) | Способ извлечения нефти из нефтяного пласта с применением наночастиц | |
| RU2818628C1 (ru) | Способ извлечения нефти из нефтяного пласта с применением наночастиц | |
| RU2813288C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приёмистости паронагнетательной скважины | |
| RU2361898C1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20191025 Effective date: 20191025 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200731 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20220323 |