RU2742089C1 - Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом (варианты) - Google Patents
Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2742089C1 RU2742089C1 RU2020128403A RU2020128403A RU2742089C1 RU 2742089 C1 RU2742089 C1 RU 2742089C1 RU 2020128403 A RU2020128403 A RU 2020128403A RU 2020128403 A RU2020128403 A RU 2020128403A RU 2742089 C1 RU2742089 C1 RU 2742089C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- guar
- water
- surfactant
- magnesium oxide
- foam
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 84
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 43
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 43
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims abstract description 91
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 91
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 54
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims abstract description 52
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 50
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims abstract description 40
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims abstract description 40
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims abstract description 40
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims abstract description 36
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 29
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 21
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 6
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 claims description 63
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 20
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical compound C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 11
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 claims description 11
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- ZKWJQNCOTNUNMF-QXMHVHEDSA-N 2-[dimethyl-[3-[[(z)-octadec-9-enoyl]amino]propyl]azaniumyl]acetate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O ZKWJQNCOTNUNMF-QXMHVHEDSA-N 0.000 claims description 6
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 claims description 5
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 5
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011654 magnesium acetate Substances 0.000 claims 1
- 229940069446 magnesium acetate Drugs 0.000 claims 1
- 235000011285 magnesium acetate Nutrition 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 15
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 7
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000010791 quenching Methods 0.000 abstract 1
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 16
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 13
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 9
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 8
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 4
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 3
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 235000019830 sodium polyphosphate Nutrition 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин пенообразующими составами. Предложен способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом включает приготовление и закачку пенообразующего состава, содержащего пенообразователь – высокомолекулярное поверхностно-активное вещество ПАВ, стабилизатор и воду. В качестве стабилизатора используют полисахарид гуар, оксид магния и ацетат хрома при следующем соотношении компонентов, мас.%: высокомолекулярное ПАВ 0,2-2,0; полисахарид гуар 0,2-0,3; ацетат хрома 0,02; оксид магния 0,02; вода остальное. При приготовлении пенообразующего состава сначала на скважине смешивают полисахарид гуар и оксид магния с одновременной подачей воды, затем в полученную суспензию добавляют высокомолекулярный ПАВ и ацетат хрома, после закачки пенообразующего состава осуществляют продавку водой в объеме насосно-компрессорных труб. Согласно второму варианту в качестве стабилизатора используют полисахарид гуар с полиакриламидом. Техническим результатом является повышение эффективности выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин за счет вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта закачкой пенообразующего состава, увеличение охвата пласта заводнением и увеличение нефтеотдачи, а также расширение технологических возможностей способа. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин пенообразующими составами.
Известен способ освоения скважин (Патент RU №2072036, МПК Е21В 43/25, опубл. 20.01.1997 г.), включающий закачку пенообразующего раствора с газообразным агентом. Пенообразующий раствор содержит в качестве поверхностно-активного вещества ПАВ ОП-7, ОП-10, дегидратор СаСl2, структурообразователь алкилдиметиламин, стабилизатор-КССБ и пресную воду.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, недостаточная вспениваемость и стабильность состава;
- во-вторых, эффективность способа существенно снижается при наличии системы трещин, пронизывающих нефтеводонасыщенные пласты.
Также известен способ для ограничения пластовых вод в нефтяных скважинах, включающий закачку пенообразующего состава, содержащего ПАВ - сульфонол, стабилизатор - КМЦ и пластификатор - полифосфат натрия (Применение пен для ограничения притока пластовых вод в нефтяных скважинах. "Нефтяное хозяйство", 1980 г., 10, с. 38-41).
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая стабильность пены в результате высокой адсорбции сульфонола на горной породе;
- во-вторых, сульфонол работает только в пресной воде, в минерализованной происходит высаживание активного вещества с образованием осадка, что затрудняет применение данного состава в промысловых условиях.
Также известен способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин (Патент RU № 2266400, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.12.2005 г.), включающий закачку в пласт через нагнетательные скважины пенообразующего раствора - водного раствора поверхностно-активного вещества ПАВ, например сульфонола, неонола, синтанола и др. с концентрацией 0,5-0,8% мас., с гелеобразующей добавкой, повышающей устойчивость образуемой пенной оторочки, а затем газа, причем в качестве указанной гелеобразующей добавки используют силикат натрия в количестве 10-11 об.%, газ закачивают в объеме, позволяющем преобразовывать в пласте пенообразующий раствор в пену с условной кратностью 2-5, закачку газа прекращают после завершения пенообразования с созданием водоизоляционного экрана.
Недостатком известного способа является низкая эффективность выравнивания профиля приемистости, связанная с недостаточной эффективностью пенообразующего раствора.
Наиболее близким является способ ограничения водопритока (Патент RU № 2200822, МПК Е21В 33/138, опубл. 20.03.2003 г.), включающий приготовление и закачку пенообразующего состава, содержащего пенообразователь - поверхностно-активное вещество, стабилизатор и воду, при этом в качестве пенообразователя используют высокомолекулярные поверхностно-активные вещества с длиной углеродной цепи С9-14, а в качестве стабилизатора - полимер праестол-854 при следующем соотношении компонентов, маc. %: высокомолекулярные поверхностно-активные вещества с длиной углеродной цепи C9-14 - 0,2-1,5, полимер праестол-854 - 0,05-0,5, вода – остальное. В качестве высокомолекулярных поверхностно-активных веществ с длиной углеродной цепи C9-14 используют синтанол ЭС-3, неонол АФ9-12.
Недостатком является низкая стабильность получаемой пены, вследствие чего – недостаточное нефтеизвлечение.
Техническими задачами являются повышение эффективности выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин за счет вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта закачкой пенообразующего состава, увеличение охвата пласта заводнением и увеличение нефтеотдачи за счет закачки пенообразующего состава с улучшенными технологическими параметрами, а также расширение технологических возможностей способа.
Технические задачи решаются способом выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом, включающим приготовление и закачку пенообразующего состава, содержащего пенообразователь – высокомолекулярное поверхностно-активное вещество ПАВ, стабилизатор и воду.
По первому варианту новым является то, что в качестве стабилизатора используют полисахарид гуар, оксид магния и ацетат хрома при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| Высокомолекулярное ПАВ | 0,2-2,0, |
| Полисахарид гуар | 0,2-0,3, |
| Ацетат хрома | 0,02, |
| Оксид магния | 0,02, |
| Вода | остальное, |
при приготовлении пенообразующего состава сначала на скважине смешивают полисахарид гуар и оксид магния с одновременной подачей воды, затем в полученную суспензию добавляют высокомолекулярное ПАВ и ацетат хрома, после закачки пенообразующего состава осуществляют продавку водой в объеме насосно-компрессорных труб.
Также новым является то, что в качестве высокомолекулярного ПАВ используют неионогенный ПАВ на основе алкилфенола с длиной углеродной цепи С9-12- неонол АФ9-12 или амфотерный ПАВ на основе бетаина БЕТАПАВ АП 18.30 - водно-спиртовый раствор олеиламидопропилбетаина, или БЕТАНОР™ Алкиламидопропилбетаин марки A, Б.
По второму варианту новым является то, что в качестве стабилизатора используют полисахарид гуар с полиакриламидом, оксид магния и ацетат хрома при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| Высокомолекулярное ПАВ | 0,2-2,0, |
| Полисахарид гуар | 0,2-0,3, |
| Полиакриламид | 0,2-0,3, |
| Ацетат хрома | 0,02, |
| Оксид магния | 0,02, |
| Вода | остальное, |
при приготовлении пенообразующего состава сначала на скважине смешивают полисахарид гуар с полиакриламидом и оксид магния с одновременной подачей воды, затем в полученную суспензию добавляют высокомолекулярное ПАВ и ацетат хрома, после закачки пенообразующего состава осуществляют продавку водой в объеме насосно-компрессорных труб.
Также новым является то, что в качестве высокомолекулярного ПАВ используют неионогенный ПАВ на основе алкилфенола с длиной углеродной цепи С9-12- неонол АФ9-12 или амфотерный ПАВ на основе бетаина БЕТАПАВ АП 18.30 - водно-спиртовый раствор олеиламидопропилбетаина, или БЕТАНОР™ Алкиламидопропилбетаин марки A, Б.
Для осуществления способа используют:
– неионогенное высокомолекулярное поверхностно-активное вещество алкилфенол с длиной углеродной цепи С9-12- неонол АФ9-12, выпускаемый ОАО «Нижнекамскнефтехим» согласно ТУ 2483-077-05766801-98;
– амфотерный высокомолекулярный ПАВ на основе бетаина БЕТАПАВ АП 18.30 - водно-спиртовый раствор олеиламидопропилбетаина по ТУ 2480-040-04706205-2013 или БЕТАНОР™ Алкиламидопропилбетаин (марки A, Б) по ТУ 2480-003-13805981-2014;
– в качестве стабилизатора - полисахарид гуар по ТУ 2458-019-57258729-2006 или его аналоги;
– в качестве стабилизатора - полиакриламид по ТУ 2458-024-14023401-2012 c изм. № 1, 2 или его аналоги;
– в качестве стабилизатора - ацетат хрома (АХ) по ТУ 2499-001-50635131-00 или его аналоги;
– в качестве стабилизатора - оксид магния по ТУ 6-09-3023-79 или его аналоги;
– вода с общей минерализацией до 300 г/л.
Для приготовления пенообразующего состава используют воду с общей минерализацией до 300 г/л, что значительно расширяет технологические возможности способа.
Сущность изобретения заключается в следующем.
В процессе разработки нефтяных месторождений с применением систем поддержания пластового давления, к примеру, заводнения, усугубляется проницаемостная неоднородность пласта с образованием обширных промытых зон с высокой проницаемостью. Одним из эффективных направлений увеличения нефтеотдачи пластов является повышение фильтрационного сопротивления этих зон за счет создания блокирующего экрана закачкой пенообразующего состава. Пенные системы, как вязкие неньютоновские жидкости, могут выполнить роль подвижного кольматанта в промытых, высокопроницаемых пропластках. Стабилизирующая добавка на основе полимера (полисахарида гуар или полисахарида с полиакриламидом, при их суммарном содержании не выше 0,6 мас. %), оксида магния и ацетата хрома (III) увеличивает стабильность пенообразующего состава во времени не только за счет увеличения вязкости среды, но и из-за гелеобразования (сшивки) полимера в присутствии оксида магния и ацетата хрома (III), которые выполняют роль сшивателя макромолекул полимеров. В результате образуется пенная система – пенообразующий состав, пронизанная сшивками из полимерной системы. При закачивании пенообразующего состава через нагнетательную скважину в нефтяной пласт она, преимущественно поступая в высокопроницаемые промытые пропластки, блокирует их, и закачиваемая следом вода вынуждена фильтроваться через соседние низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны, ранее частично или полностью неохваченные воздействием, тем самым, выравнивается профиль приемистости нагнетательной скважины, увеличивается охват пласта заводнением, а значит и степень нефтеизвлечения. Закупоривание высокопроницаемых и вовлечение низкопроницаемых зон пласта ведет к выравниванию проницаемостной неоднородности пласта и позволяет увеличивать нефтеотдачу пласта за счет блокирующих и отмывающих способностей закачиваемого пенообразующего состава и входящих в его состав химических реагентов.
По предлагаемому способу по первому варианту в качестве стабилизатора используют полисахарид гуар, оксид магния и ацетат хрома при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| Высокомолекулярное ПАВ | 0,2-2,0, |
| Полисахарид гуар | 0,2-0,3, |
| Ацетат хрома | 0,02, |
| Оксид магния | 0,02, |
| Вода | остальное. |
При приготовлении пенообразующего состава сначала на скважине смешивают полисахарид гуар и оксид магния с одновременной подачей воды и образованием суспензии. Затем в полученную суспензию добавляют высокомолекулярное ПАВ и ацетат хрома, а после закачки пенообразующего состава осуществляют продавку водой в объеме насосно-компрессорных труб, после чего переводят скважину под закачку воды в соответствии с технологическим режимом.
По второму варианту в качестве стабилизатора используют полисахарид гуар с полиакриламидом, оксид магния и ацетат хрома при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| Высокомолекулярное ПАВ | 0,2-2,0, |
| Полисахарид гуар | 0,2-0,3, |
| Полиакриламид | 0,2-0,3, |
| Ацетат хрома | 0,02, |
| Оксид магния | 0,02, |
| Вода | остальное. |
При приготовлении пенообразующего состава сначала на скважине смешивают полисахарид гуар с полиакриламидом и оксид магния с одновременной подачей воды и образованием суспензии. Затем в полученную суспензию добавляют высокомолекулярное ПАВ и ацетат хрома, а после закачки пенообразующего состава осуществляют продавку водой в объеме насосно-компрессорных труб, после чего переводят скважину под закачку воды в соответствии с технологическим режимом. В качестве высокомолекулярного ПАВ по первому и второму вариантам используют неионогенный ПАВ на основе алкилфенола с длиной углеродной цепи С9-12- неонол АФ9-12 или амфотерный ПАВ на основе бетаина БЕТАПАВ АП 18.30 - водно-спиртовый раствор олеиламидопропилбетаина, или БЕТАНОР™ Алкиламидопропилбетаин марки A, Б.
Технологические параметры закачиваемых пенообразующих составов определяют в лабораторных условиях. Для сравнительной характеристики готовят растворы, содержащие пенообразующие составы для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах на минерализованной воде (с плотностью воды 1,120 г/см3) по предлагаемому способу и используемые в прототипе (с применением ПАВ синтанол ЭС-3, неонол АФ9-12).
Максимальную кратность пены определяют величиной, равной отношению объема пены к объему раствора, содержащегося в пенообразующем составе. Пенобразующий состав готовят в стеклянном стакане объемом 400 мл (высота стакана - 135 мм, диаметр - 66 мм). В стакан приливают 50 г исследуемого состава (в мас. %: высокомолекулярное ПАВ - 0,2-2,0, полисахарид гуар - 0,2-0,3, ацетат хрома - 0,02, оксид магния - 0,02, вода – остальное по первому варианту и высокомолекулярное ПАВ - 0,2-2,0, полисахарид гуар - 0,2-0,3, полиакриламид – 0,2-0,3, ацетат хрома - 0,02, оксид магния - 0,02, вода – остальное по второму варианту) и на механической мешалке лопастного типа RW-20.n (вращающаяся турбина с шириной лопасти 45 мм фирмы KiKa Works, USA) перемешивают при скорости 2000 об/мин в течение 5 мин и наблюдают во времени.
В работе определяют кратность пенообразующих составов. Результаты испытаний показывают (см. таблицу 1), что исследуемые составы характеризуются невысокой кратностью пены, которая изменяется в диапазоне от 1,5 до 5,1 на минерализованной воде, увеличение концентрации стабилизирующих добавок (полисахарида гуар выше 0,3 мас. %, ацетата хрома выше 0,02 мас. %, оксида магния выше 0,02 мас. % по первому варианту или полисахарида гуар выше 0,3 мас. %, полиакриламида выше 0,3 мас. %, ацетата хрома выше 0,02 мас. %, оксида магния выше 0,02 мас. % по второму варианту) не приводит к увеличению кратности пенообразующих составов, что вполне объяснимо, т.к. они несут свойства устойчивости системы во времени. Действие полимерных стабилизирующих добавок (полисахарида гуар, полиакриламида) основано на увеличение вязкости растворов и замедление за счет этого истечения жидкости из пенообразующих составов. Увеличение концентрации пенообразователя – высокомолекулярного ПАВ выше 2 мас. % не дает существенного увеличения кратности и устойчивости закачиваемых пенообразующих составов (примеры № 26-28, 55-57, таблица 1), с увеличением концентрации ПАВ происходит насыщение им пленок пены. Снижение концентрации пенообразователя – высокомолекулярного ПАВ меньше 0,2 мас. % не дает существенного увеличения кратности для закачиваемых по способу пенообразующих составов: с ПАВ - неонол АФ9-12 устойчивость системы на уровне закачиваемых составов из прототипа (примеры № 1-3, таблица 1), устойчивость составов по предлагаемым способам с ПАВ на основе бетаина (БЕТАПАВ АП 18.30 или БЕТАНОР™) значительно ниже устойчивости закачиваемых составов по сравнению с прототипом (примеры № 29-31, таблица 1).
Исследована устойчивость пенообразующих составов (растворы для проведения опытов готовят на минерализованной воде с общей минерализацией до 300 г/л). За устойчивость пенообразующего состава принимают ее способность к сохранению первоначальных свойств. Сущность метода определения устойчивости пенообразующего состава заключается в установлении времени разрушения половины объема пены. Из результатов исследований по устойчивости пенообразующих составов (см. таблицу 1) видно, что наибольшую стабильность при одинаковых концентрациях ПАВ имеют составы, содержащие полисахарид гуар, полиакриламид, оксид магния и ацетат хрома (III).
Предлагаемые способы выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах закачкой пенообразующих составов с ПАВ - неонол АФ9-12 на минерализованной воде характеризуются устойчивостью до 60 дней, которая возрастает в 2-180 раз с увеличением содержания полимерной составляющей в композиции, а именно, полисахарида гуар с 0,2 мас. % до 0,3 мас. % по первому варианту, по второму варианту полисахарида гуар с 0,2 мас. % до 0,3 мас. % и полиакриламида с 0,2 мас. % до 0,3 мас. % (примеры № 5-25, таблица 1) по сравнению с прототипом (примеры № 58-65, таблица 1).
Предлагаемые способы выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах закачкой пенообразующих составов с ПАВ на основе бетаина (БЕТАПАВ АП 18.30 или БЕТАНОР™) на минерализованной воде характеризуются устойчивостью до 50 дней, которая возрастает в 2-180 раз с увеличением содержания полимерной составляющей в предлагаемом составе, а именно полисахарида гуар с 0,2 мас. % до 0,3 мас. % по первому варианту, по второму варианту полисахарида гуар с 0,2 мас. % до 0,3 мас. % и полиакриламида с 0,2 мас. % до 0,3 мас. % (примеры № 33-54, таблица 1) по сравнению с прототипом (примеры № 58-65, таблица 1). Результаты экспериментов показывают, что при концентрации полисахарида гуар ниже 0,2 мас. % по первому варианту, по второму варианту - полисахарида гуар и полиакриламида ниже 0,2 мас. % устойчивость пенообразующих составов - на уровне прототипа. Верхняя граница концентрации полисахарида гуар выше 0,3 мас. % по первому варианту, по второму варианту полисахарида гуар и полиакриламида выше 0,3 мас. % была определена экономической составляющей составов по предлагаемым способам. Составы с концентрацией полисахарида гуар, полиакриламида выше 0,3 мас. %, ацетата хрома выше 0,02 мас. %, оксида магния выше 0,02 мас. % ведут к неэкономичному расходу реагентов. Кроме этого, при таких концентрациях снижается кратность пены, могут возникнуть трудности с закачкой (промысловой реализацией) вследствие высокой начальной вязкости раствора.
Таблица 1 – Устойчивость пенообразующих составов во времени
| № | Пенообразующий состав, мас. % | Устойчивость пены, ч | Кратность пены | ||
| Высокомолекулярный ПАВ |
Стабилизирующие добавки | ||||
| 1 | 0,1 % АФ9-12 | 0,1 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 1 | 3,1 | |
| 2 | 0,1 % АФ9-12 | 0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 84,0 | 3,1 | |
| 3 | 0,1 % АФ9-12 | 0,3 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 672,0 | 3,5 | |
| 4 | 0,2 % АФ9-12 | 0,1 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 1,8 | 3,4 | |
| 5 | 0,2 % АФ9-12 | 0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 96,0 | 3,2 | |
| 6 | 0,2 % АФ9-12 | 0,25 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 316,0 | 3,9 | |
| 7 | 0,2 % АФ9-12 | 0,3 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 720,0 | 4,6 | |
| 8 | 0,2 % АФ9-12 | 0,1 % Гуар + 0,1 % ПАА + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 1,8 | 4,0 | |
| 9 | 0,2 % АФ9-12 | 0,2 % Гуар + 0,2 % ПАА + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 115,0 | 3,4 | |
| 10 | 0,2 % АФ9-12 | 0,25 % Гуар + 0,25 % ПАА + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 540 | 3,5 | |
| 11 | 0,2 % АФ9-12 | 0,3 % Гуар + 0,2 % ПАА + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 480,0 | 3,4 | |
| 12 | 0,2 % АФ9-12 | 0,3 % Гуар + 0,3 % ПАА + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 1200,0 | 3,7 | |
| 13 | 0,5 % АФ9-12 | 0,1 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 3,7 | 4,9 | |
| 14 | 0,5 % АФ9-12 | 0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 96,0 | 4,5 | |
| 15 | 0,5 % АФ9-12 | 0,25 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 720,0 | 4,3 | |
| 16 | 0,5 % АФ9-12 | 0,3 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 1440,0 | 4,1 | |
| 17 | 0,5 % АФ9-12 | 0,4 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 1440,0 | 3,9 | |
| 18 | 1 % АФ9-12 | 0,1% Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 3,7 | 4,5 | |
| 19 | 1 % АФ9-12 | 0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 93,0 | 4,6 | |
| 20 | 1 % АФ9-12 | 0,25 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 480,0 | 4,3 | |
| 21 | 1 % АФ9-12 | 0,3 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 960,0 | 4,1 | |
| 22 | 2 % АФ9-12 | 0,1 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 3,0 | 4,7 | |
| 23 | 2 % АФ9-12 | 0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 86,0 | 4,5 | |
| 24 | 2 % АФ9-12 | 0,25 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 305,0 | 4,4 | |
| 25 | 2 % АФ9-12 | 0,3 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 480,0 | 4,3 | |
| 26 | 2,5 % АФ9-12 | 0,1 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 1,0 | 4,9 | |
| 27 | 2,5 % АФ9-12 | 0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 5,5 | 4,8 | |
| 28 | 2,5 % АФ9-12 | 0,3 % Гуар +0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 480,0 | 4,8 | |
| 29 | 0,1 % БЕТАПАВ | 0,1 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 0,02 | 0,5 | |
| 30 | 0,1 % БЕТАПАВ | 0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 0,05 | 0,6 | |
| 31 | 0,1 % БЕТАПАВ | 0,3 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 0,08 | 1,0 | |
| 32 | 0,2 % БЕТАПАВ | 0,1 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 0,13 | 1,2 | |
| 33 | 0,2 % БЕТАПАВ | 0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 90,0 | 1,5 | |
| 34 | 0,2 % БЕТАПАВ | 0,25 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 110,0 | 1,5 | |
| 35 | 0,2 % БЕТАПАВ | 0,3 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 120,0 | 1,5 | |
| 36 | 0,5 % БЕТАПАВ | 0,1 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 40,0 | 1,7 | |
| 37 | 0,5 % БЕТАПАВ | 0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 120,0 | 2,1 | |
| 38 | 0,5 % БЕТАНОР™ | 0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 140,0 | 2,2 | |
| 39 | 0,5 % БЕТАПАВ | 0,25 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 720,0 | 2,2 | |
| 40 | 0,5 % БЕТАПАВ | 0,3 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 1200,0 | 2,4 | |
| 41 | 0,5 % БЕТАПАВ | 0,4 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 1200,0 | 2,6 | |
| 42 | 0,5 % БЕТАПАВ | 0,1 % Гуар + 0,1 % ПАА + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 50,0 | 2,4 | |
| 43 | 0,5 % БЕТАПАВ | 0,2 % Гуар + 0,2 % ПАА + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 864,0 | 2,0 | |
| 44 | 0,5 % БЕТАПАВ | 0,25 % Гуар + 0,25 % ПАА + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 1010,0 | 2,0 | |
| 45 | 0,5 % БЕТАПАВ | 0,3 % Гуар + 0,3 % ПАА + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 1200,0 | 2,1 | |
| 46 | 0,5 % БЕТАНОР™ | 0,3 % Гуар + 0,3 % ПАА + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 1176,0 | 2,1 | |
| 47 | 1 % БЕТАПАВ | 0,1 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 64,0 | 2,0 | |
| 48 | 1 % БЕТАПАВ | 0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 120,0 | 2,4 | |
| 49 | 1 % БЕТАПАВ | 0,25 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 220,0 | 2,3 | |
| 50 | 1 % БЕТАПАВ | 0,3 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 336,0 | 2,3 | |
| 51 | 2 % БЕТАПАВ | 0,1 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 84,0 | 2,2 | |
| 52 | 2 % БЕТАПАВ | 0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 144,0 | 2,1 | |
| 53 | 2 % БЕТАПАВ | 0,25 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 234,0 | 2,1 | |
| 54 | 2 % БЕТАПАВ | 0,3 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 336,0 | 2,0 | |
| 55 | 2,5 % БЕТАПАВ | 0,1 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 288,0 | 1,6 | |
| 56 | 2,5 % БЕТАПАВ | 0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 336,0 | 1,9 | |
| 57 | 2,5 % БЕТАПАВ | 0,3 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ | 360,0 | 2,3 | |
| Пенообразующий состав по наиболее близкому аналогу | |||||
| 58 | 0,5 % АФ9-12 | - | 4,0 | 4,6 | |
| 59 | 0,5 % АФ9-12 | 0,05 Праестол | 4,2 | - | |
| 60 | 0,5 % АФ9-12 | 0,1 Праестол | 8,0 | - | |
| 61 | 0,5 % АФ9-12 | 0,5 Праестол | 7,8 | - | |
| 62 | 0,5 % Синтанол ЭС-3 | - | 5,0 | 7,0 | |
| 63 | 0,5 % Синтанол ЭС-3 | 0,05 Праестол | 33,3 | - | |
| 64 | 0,5 % Синтанол ЭС-3 | 0,1 Праестол | 75,0 | - | |
| 65 | 0,5 % Синтанол ЭС-3 | 0,5 Праестол | 67,5 | - | |
Анализ результатов лабораторных исследований показал, что закачиваемые по предлагаемым способам пенообразующие составы имеют лучшие технологические параметры - высокую стабильность пены по сравнению с известными решениями.
Пример конкретного выполнения.
В промысловых условиях пенообразующий состав готовят непосредственно на скважине с использованием стандартного существующего оборудования, обеспечивающего закачку и необходимую точность дозировки химических реагентов для получения пенообразующего состава с необходимой концентрацией реагентов (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), а также компрессора типа 2ГМ2,5-5/101 или аналоги, подбиваемых к устью скважины через тройник. Обязательным условием для создания устойчивого пенообразующего состава является наличие диспергатора. Диспергатор может быть установлен как на устье нагнетательной скважины после тройника, так и на башмаке насосно-компрессорных труб (НКТ). В качестве диспергатора может быть использовано любое диспергирующее устройство, позволяющее обеспечить состояние газа в виде мельчайших пузырьков в объеме воды в присутствии пенообразователя перед подачей газоводяной смеси в пласт. Например, в качестве диспергатора, устанавливаемого на башмаке НКТ, может быть использован фильтр модульный щелевой скважинный типа ФМЩ-02 с шириной щели от 0,3 до 0,6 мм или аналог.
Разрабатывают конкретную нефтяную залежь со следующими характеристиками: толщина продуктивного пласта - 5 м, пластовое давление – 10,6 МПа, обводненность – 90 %, приемистость скважины –210 м3/сут.
Готовят пенообразующий состав на минерализованной воде с плотностью 1,12 г/см3 с концентрациями реагентов, мас. %: 0,5 АФ9-12, 0,3 гуар, 0,02 МgО, 0,02 АХ, остальное - вода. Расход реагентов на 1 т пенообразующего состава составляет: АФ9-12-4,8 кг (при плотности реагента 1,046 г/см3), гуар – 3 кг, АХ товарной формы (с содержанием 50% мас. основного вещества) - 0,4 кг, МgО - 0,2 кг, 991,6 кг минерализованной воды.
Состав готовят непосредственно на скважине. В узел загрузки установки КУДР засыпают порошкообразные гуар и оксид магния в соотношении, обеспечивающим массовую долю в композиции гуара 0,3 мас. % и оксида магния 0,02 %. Из бункера шнековым дозатором смесь подается в струйный аппарат, где одновременно смешивается с водой и в виде суспензии подается в смесительную емкость. Затем в смесительную емкость насосом дозируют раствор ацетата хрома 0,02 мас. % и ПАВ 0,5 мас. %, обеспечивающие заданные концентрации в композиции. После чего готовый раствор закачивается в скважину через тройник совместно с газом (расход газа ведется по расходомеру, установленному на нагнетательной линии от компрессора до тройника). Диспергатор позволяет обеспечить состояние газа в виде мельчайших пузырьков в объеме воды в присутствии пенообразующего состава. После закачки пенообразующего состава, осуществляют продавку пенообразующего состава водой в объеме НКТ, после чего переводят скважину под закачку воды в соответствии с технологическим режимом.
По результатам работы приемистость нагнетательной скважины снизилась с 210 м3/сут до 160 м3/сут, в то же время возрос средний дебит нефти по окружающим добывающим скважинам с 7,1 т/сут до 9,6 т/сут. Прирост среднесуточного дебита нефти составил 2,5 т/сут. Снижение приемистости нагнетательной скважины с 210 м3/сут до 160 м3/сут произошло за счет увеличения фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых промытых участках пласта после закачки пенообразующего состава, пронизанного сшивками из полимерной системы. Другие примеры выполняют аналогично. Результаты представлены в таблице 1.
Таким образом, предлагаемый способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом (варианты) является эффективным за счет вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта закачкой пенообразующего состава, увеличивает охват пласта заводнением и увеличивает нефтеотдачу за счет закачки пенообразующего состава с улучшенными технологическими параметрами, а также расширяет технологические возможности способа.
Claims (8)
1. Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом, включающий приготовление и закачку пенообразующего состава, содержащего пенообразователь – высокомолекулярное поверхностно-активное вещество ПАВ, стабилизатор и воду, отличающийся тем, что в качестве стабилизатора используют полисахарид гуар, оксид магния и ацетат хрома при следующем соотношении компонентов, мас.%:
при приготовлении пенообразующего состава сначала на скважине смешивают полисахарид гуар и оксид магния с одновременной подачей воды, затем в полученную суспензию добавляют высокомолекулярное ПАВ и ацетат хрома, после закачки пенообразующего состава осуществляют продавку водой в объеме насосно-компрессорных труб.
2. Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом по п. 1, отличающийся тем, что в качестве высокомолекулярного ПАВ используют неионогенный ПАВ на основе алкилфенола с длиной углеродной цепи С9-12- неонол АФ9-12 или амфотерный ПАВ на основе бетаина БЕТАПАВ АП 18.30 - водно-спиртовый раствор олеиламидопропилбетаина, или БЕТАНОР™ Алкиламидопропилбетаин марки A, Б.
3. Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом, включающий приготовление и закачку пенообразующего состава, содержащего пенообразователь – высокомолекулярное поверхностно-активное вещество ПАВ, стабилизатор и воду, отличающийся тем, что в качестве стабилизатора используют полисахарид гуар с полиакриламидом, оксид магния и ацетат хрома при следующем соотношении компонентов, мас.%:
при приготовлении пенообразующего состава сначала на скважине смешивают полисахарид гуар с полиакриламидом и оксид магния с одновременной подачей воды, затем в полученную суспензию добавляют высокомолекулярное ПАВ и ацетат хрома, после закачки пенообразующего состава осуществляют продавку водой в объеме насосно-компрессорных труб.
4. Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом по п. 3, отличающийся тем, что в качестве высокомолекулярного ПАВ используют неионогенный ПАВ на основе алкилфенола с длиной углеродной цепи С9-12- неонол АФ9-12 или амфотерный ПАВ на основе бетаина БЕТАПАВ АП 18.30 - водно-спиртовый раствор олеиламидопропилбетаина, или БЕТАНОР™ Алкиламидопропилбетаин марки A, Б.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020128403A RU2742089C1 (ru) | 2020-08-26 | 2020-08-26 | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020128403A RU2742089C1 (ru) | 2020-08-26 | 2020-08-26 | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом (варианты) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2742089C1 true RU2742089C1 (ru) | 2021-02-02 |
Family
ID=74554576
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020128403A RU2742089C1 (ru) | 2020-08-26 | 2020-08-26 | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2742089C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2818344C1 (ru) * | 2023-10-12 | 2024-05-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ извлечения нефти из нефтяного пласта с применением наночастиц |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2072036C1 (ru) * | 1994-05-30 | 1997-01-20 | Институт "Севернипигаз" | Способ освоения скважин |
| RU2200822C1 (ru) * | 2001-07-02 | 2003-03-20 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Пенообразующий состав для ограничения водопритока |
| RU2266400C2 (ru) * | 2002-09-27 | 2005-12-20 | Закрытое акционерное общество "Тюменский институт нефти и газа" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
| US8016039B2 (en) * | 2004-01-09 | 2011-09-13 | Alberta Research Council, Inc. | Method of reducing water influx into gas wells |
| US8207094B2 (en) * | 2005-08-17 | 2012-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore treatment compositions containing foam extenders and methods of use thereof |
| RU2722488C1 (ru) * | 2019-11-26 | 2020-06-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта |
-
2020
- 2020-08-26 RU RU2020128403A patent/RU2742089C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2072036C1 (ru) * | 1994-05-30 | 1997-01-20 | Институт "Севернипигаз" | Способ освоения скважин |
| RU2200822C1 (ru) * | 2001-07-02 | 2003-03-20 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Пенообразующий состав для ограничения водопритока |
| RU2266400C2 (ru) * | 2002-09-27 | 2005-12-20 | Закрытое акционерное общество "Тюменский институт нефти и газа" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
| US8016039B2 (en) * | 2004-01-09 | 2011-09-13 | Alberta Research Council, Inc. | Method of reducing water influx into gas wells |
| US8207094B2 (en) * | 2005-08-17 | 2012-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore treatment compositions containing foam extenders and methods of use thereof |
| RU2722488C1 (ru) * | 2019-11-26 | 2020-06-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2818344C1 (ru) * | 2023-10-12 | 2024-05-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ извлечения нефти из нефтяного пласта с применением наночастиц |
| RU2818632C1 (ru) * | 2023-10-12 | 2024-05-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ извлечения нефти из нефтяного пласта с применением наночастиц |
| RU2818628C1 (ru) * | 2023-10-12 | 2024-05-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ извлечения нефти из нефтяного пласта с применением наночастиц |
| RU2827252C1 (ru) * | 2024-02-14 | 2024-09-23 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Состав для селективного ограничения водопритока в добывающих скважинах |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2062864C1 (ru) | Способ обработки подземной нефтеносной формации, имеющей область более высокой проницаемости и область более низкой проницаемости | |
| US10214680B2 (en) | Stability improvement of CO2 foam for enhanced oil recovery applications using polyelectrolytes and polyelectrolyte complex nanoparticles | |
| RU2071554C1 (ru) | Способ извлечения жидких углеводородов (варианты) | |
| US8263533B2 (en) | Method of treating underground formations or cavities by microgels | |
| EP1312753B1 (en) | Reducing water permeability in subterranean formation | |
| CN111793489B (zh) | 一种碳酸盐岩油藏原位生气起泡凝胶体系及其应用方法 | |
| US10876040B2 (en) | Stability improvement of foams for enhanced oil recovery applications using polyelectrolytes and polyelectrolyte complex nanoparticles | |
| RU2670808C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| US5513712A (en) | Polymer enhanced foam drilling fluid | |
| Azdarpour et al. | The effects of polymer and surfactant on polymer enhanced foam stability | |
| RU2742089C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом (варианты) | |
| RU2279540C1 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2397195C1 (ru) | Гелеобразующие составы для ограничения водопритока в скважину | |
| RU2627502C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта с применением полимер-дисперсного состава | |
| CN114381253B (zh) | 一种触变型强化泡沫体系及其制备方法 | |
| RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
| RU2352766C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в нефтяных и газовых добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважинах при наличии супертрещин и высокопроницаемых пластов и состав для его осуществления | |
| RU2760115C1 (ru) | Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием | |
| RU2244812C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2719699C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| RU2827721C1 (ru) | Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и поверхностной воды, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием | |
| US20240294823A1 (en) | Low surface tension surfactant system for enhancing flow-back performance | |
| RU2109939C1 (ru) | Состав для ограничения притока пластовых вод | |
| RU2811129C1 (ru) | Состав для вытеснения нефти из пластов и селективного ограничения водопритоков | |
| RU2188312C2 (ru) | Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений |