WO2019045588A1 - Method for enhanced oil recovery from reservoirs and composition for enhanced oil recovery from formations - Google Patents

Method for enhanced oil recovery from reservoirs and composition for enhanced oil recovery from formations Download PDF

Info

Publication number
WO2019045588A1
WO2019045588A1 PCT/RU2017/000631 RU2017000631W WO2019045588A1 WO 2019045588 A1 WO2019045588 A1 WO 2019045588A1 RU 2017000631 W RU2017000631 W RU 2017000631W WO 2019045588 A1 WO2019045588 A1 WO 2019045588A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
water
composition
systems
injected
oil
Prior art date
Application number
PCT/RU2017/000631
Other languages
French (fr)
Russian (ru)
Inventor
Айдар Алмазович ГАЗИЗОВ
Алмаз Шакирович ГАЗИЗОВ
Елена Игоревна ШАСТИНА
Original Assignee
Общество С Ограниченной Ответственностью "Иджат Ресурс"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество С Ограниченной Ответственностью "Иджат Ресурс" filed Critical Общество С Ограниченной Ответственностью "Иджат Ресурс"
Priority to EA201700440A priority Critical patent/EA201700440A1/en
Priority to PCT/RU2017/000631 priority patent/WO2019045588A1/en
Publication of WO2019045588A1 publication Critical patent/WO2019045588A1/en

Links

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
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds

Definitions

  • the invention relates to the oil industry, in particular, to a balanced composition for enhanced oil recovery and method of injection into the reservoir, and can be used in oil fields in injection and production wells with terrigenous and carbonate reservoirs, including with high heterogeneity and fracturing, to limit the inflow of formation water, level the displacement front, increase the formation’s coverage by exposure, involve low-permeability streams in operation and increase I oil.
  • composition for limiting the flow of formation water and the method of its injection disclosed in RU 2109939 C1, publ. 04/27/1998.
  • the composition for limiting the inflow of formation water that is pumped into the formation contains oil, surfactant, water, non-ionic surfactant (NSAW) and additionally wood flour in the following ratio of components, wt.%: Oil - 3-10, nonionic surfactants - 0.5-5.0; wood flour - 0.1-5.0; water - the rest.
  • the disadvantage of the above composition is that its action has limited applicability - only for injection wells and the method of its applicability has low efficiency when used on highly permeable heterogeneous formations that are in the late stages of development.
  • the prior art composition for limiting the flow of formation water and the method of its injection disclosed in SU 1298347 A1, 03/23/1987.
  • the composition for limiting the inflow of formation water that is pumped into the formation contains hypane, clay, fresh water, silicate and sulfonol — a mixture of sodium salts of alkyl benzene sulfonic acid, in the following ratio of components in masses%: clay — 0.5–2.0; sulfonol – 1 -3; sodium silicate, 1-3; hypan-40-60; fresh water - the rest.
  • clay — 0.5–2.0; sulfonol – 1 -3; sodium silicate, 1-3; hypan-40-60; fresh water - the rest.
  • the disadvantage of the above composition is the technological duration of its preparation at the well, weak coagulation in fields with low salinity of formation waters, the use of the composition does not effectively block the washed seams.
  • a known composition for treating subterranean formations that is pumped into the formation contains fluid on water based; a crosslinking agent and a gelling agent containing a polymer, which is a crosslinkable polymer, and a polymer, which is a biopolymer, where the biopolymer molecule (1) consists only of glucose or (2) has a main chain containing one or more units that include, at least, (a) one glucose unit and (b) one linear or cyclic pyranose-type monosaccharide unit, where (a) and (b) have different molecular structures, and where the ratio of biopolymer and crosslinkable polymer is from approximately 0.05: one of about 1: 1.
  • composition is the low efficiency of reducing water loss in the reservoir, due to the low adsorption capacity of crosslinkable polymers, destruction of biopolymers used in the process of preparation and injection into the reservoir, as well as the complexity of preparation of the composition in the winter, and the use of the composition can cause technological difficulties associated with plugging oil-saturated low-permeability zones of the formation of sand, the disadvantages include limitations of the applicability of the composition in high-temperature seams and the high cost of treating subterranean formations.
  • gel-forming composition based on polyacrylamide and staplers, disclosed in RU 2180039, publ. February 27, 2002.
  • the gel-forming composition which is injected into the reservoir, contains trivalent chromium salts, for which the gel formation time is pre-calculated using a mathematical model describing the behavior of the polyacrylamide system — chromium alum — mineralized water.
  • a disadvantage of the known gelling composition is the instability of the applied composition, which is expressed in the need to preliminarily determine the kinetic parameters of the gelation process of the composition used taking into account multiple parameters, namely the molecular weight of polyacrylamide, its degree of hydrolysis, concentration of polymer and crosslinker, temperature and pH of the medium, porosity and permeability rocks, etc. Moreover, after the calculations, the time of the gelation process should be longer than pitching the composition into the well, which reduces (limits) of its application to the wells.
  • composition for enhanced oil recovery of oil reservoirs which is pumped into the reservoir, contains aqueous solutions of surfactant - surfactant and polyacrylamide - PAA, while in the quality of surfactant solution is used 0.5-15% aqueous solution of anionic micelle-forming natural soap - AMNM, as a solution of PAA 0.3-5% aqueous solution of PAA with a molecular weight up to 18 million units and additionally 0, 1-1% aqueous suspension of ultrafine nanometric carbon - UDNMU, with the following ratio of components, wt.%: the specified solution AMHM - 10-90, the specified solution of PAA - 9.9-89, the specified suspension - 0, 1-1.
  • the method of injection of the composition to enhance oil recovery of oil reservoirs includes desorption of residual and capillary oil with aqueous solutions of surfactants and displacement of residual oil to production wells with highly viscous agents based on aqueous solutions of polyacrylamide, converted into "microgel” under the action of "crosslinkers", for example, aqueous solutions of salts metals.
  • the above disclosed composition is used, before which injection a mixture of 0.5–15% aqueous solution of AMMN and 0, 1–1% aqueous suspension of UFNMU is pumped into the oil reservoir, pushing it into the zone of contact between the oil displacement front and low-permeable clay part of the oil reservoir, it extracts metal salts from the clay material of the specified part for stitching the PAA and the formation of a microgel.
  • the technical solution disclosed in RU 2586356 C1 has low oil displacement efficiency and has limited applicability, especially when developing layered-non-uniform oil reservoirs with a water content of up to 98%.
  • Used in the composition of natural soap - AMNM hydrophilizes the surface of rocks, which complicates the displacement of oil, and one of the main disadvantages of micelle-forming natural soap, is that anionic micelle-forming solutions lose their stability (stability) when the salt content in the formation water is more than 15 g / l and is also unstable at a low salt concentration of 5 g / l and turn into water-oil emulsions and lose their oil-displacing qualities, in reservoir conditions the anionic micelle-forming natural soap is exposed to destr and biodegradation, which leads to an insufficient increase in the coverage of the deposit by exposure and reduces oil production, the low efficiency of the known composition, due to the use of natural soap with low oil-washing properties, also due to insufficiently low interfacial tension, the
  • the task of the claimed group of inventions is the development of a method and composition for enhanced oil recovery, allowing to ensure high efficiency in the development of oil fields in injection and production wells with terrigenous and carbonate reservoirs.
  • the technical result of the group of inventions is an increase in oil production and a decrease in the flow of formation water.
  • the method of enhanced oil recovery includes pumping a well into the formation of at least one cycle of a rim with a buffer fluid, including components of the composition containing acrylamide polymer, ultrafine silicon containing solid particles, a crosslinking agent in the form of salts of polyvalent metals and water, or at least one cycle of successive alternating rims with a buffer liquid, including components from the above composition, while - alternating fringes formed by the following sequentially injected slugs: aqueous acrylamide polymer solution, an aqueous polyvalent metal salt solution and the aqueous slurry of ultrafine silicon containing solids.
  • the composition additionally contains ultrafine systems with a self-organized nanosystem and / or resistant microcellular systems and / or resistant microemulsion systems and / or ultragel systems.
  • a rim containing ultra-dispersed systems with self-organized nanosystem and / or resistant micellar systems and / or resistant microemulsion systems and / or ultragel systems is pumped.
  • PPD water water for flooding of oil reservoirs
  • saline water including sea water, or oil are used as a buffer liquid.
  • Composition for enhanced oil recovery containing acrylamide polymer, ultrafine silicon containing solid particles, a crosslinking agent in the form of salts of polyvalent metals and water, in the following ratio of components in May. %:
  • the composition additionally contains ultra-dispersed systems with a self-organized nanosystem and / or resistant microcellular systems, and / or resistant microemulsion systems, and / or ultragel systems, with a volume ratio of the above composition and at least one of the listed systems equal to 1: (0.0005-0 3).
  • the method of enhanced oil recovery includes pumping a well into the formation at least one cycle of a 25-200 m 3 rim with a buffer fluid that forces the composition into the formation, with
  • This composition contains acrylamide polymer, ultrafine silicon containing solid particles, a crosslinking agent in the form of polyvalent metal salts and water.
  • Composition contains in May. %:
  • the composition additionally contains ultra-dispersed systems with a self-organized nanosystem and / or resistant microcellular systems, and / or resistant microemulsion systems, and / or ultragel systems, with a volume ratio of the above composition and at least one of the listed systems equal to 1: (0.0005-0 3).
  • the claimed composition is used in oil fields with terrigenous and carbonate reservoirs, including with high heterogeneity and fracturing, for the treatment of injection and production wells, and no equipment change is required, the injection flow rate of the injection (production) well is refined, then through the ejector device, the mixing tank is supplied with a dry composition from the tank for storage and transportation of bulk materials and water from the injection line of the reservoir pressure maintenance system (RPM), fresh water from a reservoir or) oil, where the mixing and dispersion of the composition takes place. From the mixing tank, the dispersion is injected with plunger pumps into the well, through tubing pipes directly into the reservoir up to 25% of the current injectivity of the wells, then technological exposure is carried out and the well is mastered.
  • RPM reservoir pressure maintenance system
  • CH2CH (CONH2) -] n is a white or yellowish powder or granules with a polyacrylamide content of more than 90%, a molecular weight of 5-16 million or more (for example, DP 9-8177, FP 307, PHPA, Praestol 2540, DKS- ORP-F-40NT or equivalent).
  • ultrafine silicon-containing solid particles use at least one component selected from the group: Aluminosilicates of alkali and alkaline earth metals with an open carcass-cavity structure, the channel diameter of which on the surface of the crystal varies from 0.26 to 0.8 nm, for example, activated zeolite ZEOL TU 2163-001-27860096-2016; zeolite-containing component according to TU 38.1011366-94, containing oxides of silicon, aluminum, potassium, water; crumb synthetic zeolites or analogues; fine bentonite clay powder, more than 92% of the composition of which is represented by the rock-forming mineral - montmorillonite, the structural elements of which are aluminosilicate layers with a thickness of about 1 nm and a width of from 70 to 150 nm, (for example, PBM, PBMV, PBMA according to TU 39-0147001-105-93 or analogs); finely dispersed silicon dioxide (average
  • polyvalent metal salts are used as a crosslinking agent - chromium acetate (AH), chromium alum (HKK) universal chromic crosslinker (XC) according to ⁇ 2432-047-17197708-99, chromium nitrate, aluminum sulphate (SKA), aluminum chloride, aluminum potassium alum (ACC), aluminum ammonium alum (AAK).
  • AH chromium acetate
  • HKK chromium alum
  • XC universal chromic crosslinker
  • SKA aluminum sulphate
  • ACC aluminum potassium alum
  • AAK aluminum ammonium alum
  • sodium and potassium bichromates, manganese dioxide are used as a crosslinking agent; zinc chloride, cobalt naphthenate and octonate, thiourea, utropine, AMG reagent (modified gel-forming agent) according to TU 2146-003-42129794-2003, which is a mixture of alkali metal sulfite and chromium salts with a modifying additive.
  • Ultradispersed systems with a self-organized nanosystem (particle size 1, 0 nm -100 nm) according to TU 2458-022-47081684-2017 or according to TU 2458-019-87869324-2011 or analogues, and (or) stable mycelial systems (MS ) with a particle size of 10-10 4 nm (G. 3. Ibragimov, K.S. Fazlutdinov, N.I. Khisamutdinov. The use of chemical reagents for the intensification of oil production / Handbook.
  • the method of enhanced oil recovery includes pumping a well or at least one cycle of sequential alternating rims with a volume of 25 - 200 m 3 into the reservoir with a buffer fluid that forces the composition into the reservoir, the rims include the components of the above composition, sequentially alternating rims are made in the form of the following successively injected rims: an aqueous solution of acrylamide polymer, an aqueous solution of salts of polyvalent metals and an aqueous suspension of ul tradispersible silicon containing solid particles.
  • a rim is injected, containing ultradispersed systems with self-organized nanosystem and / or resistant micellar systems and / or resistant microemulsion systems and / or ultragel systems, with a ratio of total the volumes of the above rims and at least one of the listed systems is 1: (0.0005-0.3).
  • buffer volume of liquid fresh water from reservoirs, process water, water for flooding of oil reservoirs, mineralized water, including sea water
  • oil fresh water from reservoirs, process water, water for flooding of oil reservoirs, mineralized water, including sea water
  • oil fresh water from reservoirs, process water, water for flooding of oil reservoirs, mineralized water, including sea water
  • oil fresh water from reservoirs, process water, water for flooding of oil reservoirs, mineralized water, including sea water
  • oil fresh water from reservoirs, process water, water for flooding of oil reservoirs, mineralized water, including sea water
  • the number of rims during injection is up to 30, and the number of cycles reaches up to 20.
  • the values of permeability are calculated before and after processing by the proposed method.
  • the change in filtration properties of the porous medium is determined by the values of water mobility and the residual resistance factor.
  • composition is injected with a series-alternating rim of the injection well terrigenous reservoir model (one cycle).
  • the first fringe - a solution containing wt.%: 0.01 PAA (brand DP 9-8177) and water
  • the volume of the injected rim is 0.1, the pore volume (p. O)., (Vnop. Cm 3 ) of the bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • the 2nd fringe (crosslinking agent) - a solution containing, in wt.%: 0.0005 chromium acetate and 99.9995 water, then pumped with technical water buffer.
  • the volume of the injected rim is 0.02 p.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • the volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • the 4th rim is a persistent mycelial system (from 10 nm to 100 nm) with a ratio of the total volumes of the aforementioned edges of the resistant mycelial system equal to 1: 0.01. Then pumped buffer water technical.
  • the volume of the injected rim is 0.015 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • composition is injected with a series-alternating rim model of a production well terrigenous reservoir (one cycle).
  • the first rim - a solution containing, in wt.%: 0.001 PAA (grade FP 307) and water 99.999, then pumped into anhydrous oil buffer.
  • the volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • the volume of the injected rim is 0.02 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • the 3rd rim is a suspension containing, in wt%: 1, fine bentonite clay powder, more than 92% of the composition of which is represented by the rock-forming mineral montmorillonite (brand PBMV) and 99 water, then anhydrous oil is pumped into the oil buffer.
  • the volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • the 4th rim is a MAC with a self-organized nanosystem (1, 0 nm -100 nm) of the commodity form TU 2458-022-47081684-2017 with a ratio of the total volumes of the above-mentioned fringes and MAC with 1: 0.01.
  • the volume of the injected rim is 0.01 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • Table 2 The results of the impact of the rims during their injection into the reservoir are presented in Table 2.
  • the oil recovery coefficient of the reservoir was obtained 13.8%, which is 1, 2 times higher than the similar indicator of the prototype ( experience 11).
  • composition is injected with successive alternating rims in two cycles of the injection well terrigenous reservoir model.
  • the first fringe - a solution containing wt.%: 0.01 PAA (brand Praestol 2540) and water 99.99, then pumped with technical water buffer.
  • the volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • the 2nd fringe (crosslinking agent) —a solution containing, in wt%: 0.05 sodium bichromate and 99.95 water, then pumping technical water buffer.
  • the volume of the injected rim is 0.025 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • the 3rd rim is a suspension containing, in wt.%: 3 finely dispersed bentonite clay powder of the PBMA brand and 97 of water, then pumped into the technical water buffer.
  • the volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • the first rim - a solution containing wt.%: 0.01 PAA (brand DP 9-8177) and water 99.99, then pumped with water in the SPD.
  • the volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • the volume of the injected rim is 0.025 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • Volume of injected rim is 0.1 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • the 4th rim is a persistent UGS with a ratio of the total volumes of the above-mentioned rims and UGS equal to 1: 0.01, then a buffer of produced water is injected.
  • the volume of the injected rim is 0.015 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • composition is injected with sequential alternating fences in six cycles carbonate reservoir injection well.
  • the first rim - a solution containing, in wt.%: 0.001 PAA of the brand Praestol 2507 KI and water 99.999, then pumped buffer water PPD.
  • the volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • the 2nd fringe (cross-linking agent) —a solution containing, in wt%: 0.001 potassium chrome alum and 99.999 water, is then injected with a PPD water buffer.
  • the volume of the injected rim is 0.025 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • the 3rd rim is a suspension containing, in wt%: 3, finely dispersed bentonite powder (PBMB grade) and water 97, then the PPD water buffer is pumped in.
  • the volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • the 4th rim is the SDS with a self-organized nanosystem (1, 0 nm-100nm) of the commodity form TU 2458-019-87869324-2011 with a ratio of the total volumes of the above-mentioned rims and the SDA equal to 1: 0.01, then the water in the FPD is pumped.
  • the volume of the injected rim is 0.006 bp. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • composition is injected with sequentially alternating four-cycle rims of the injection well model in the conditions of the fields of Ukraine.
  • 1st fringe - a mixture containing, in wt.%: 0.1 PRA of the brand Praestol 2507 KI; 0.05 potassium bichromate; 1 fine bentonite powder (PBMV brand) and water 98.85 are then pumped with sea water buffer.
  • the volume of the injected rim is 0.2 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • the volume of the injected rim is 0,012 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • composition is injected with successively alternating rims for five cycles of the injection well model in the conditions of the Udmurtia deposits a carbonate reservoir:
  • 1st fringe - a mixture containing, in mass%: 0.2 PAA; 0.2 chromium acetate + 2 mixtures of fine-grained bentonite powder brand PBMV and silicon dioxide, at a ratio of 1: 1 and 97.6 water, then pumped with water buffer PSD.
  • the volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • 2nd fringe - MAC with a self-organized nanosystem (1, 0 nm-UNm) of the product form TU 2458-019-87869324-2011 with the ratio of the volumes of the composition of the rim 1) and MAC (equal to 1: 0.3), then pumped water buffer PSD .
  • the volume of the injected rim is 0,012 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • the first rim is a solution containing, in wt.%: 0.3% PAA of the brand Praestol 2540 and water 99.7, then the mineralized water is pumped into the buffer with a salt concentration of 271 g / l.
  • the volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • the 2nd fringe (crosslinking agent) is a solution containing, in wt.%: 0.1 AMG-1 and 99.9, then the mineralized water buffer is injected with a salt concentration of 271 g / l.
  • the volume of the injected rim is 0.025 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • 3rd fringe (UDSCTCH) - suspension containing, in wt.%: 3, a mixture of finely dispersed PBMV brand bentonite powder, zeolite and silicon dioxide, at a ratio of 1: 1: 1 and water 97.0, then the saline-treated water is pumped into the buffer with salt concentration 271 g / l.
  • the volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • the 4th rim - MES (particle size 5-10 5 nm), with a ratio of the total volumes of the above rims and MES equal to 1: 0.01, then the mineralized water buffer with salt concentration of 271 g / l is injected.
  • the volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • composition is injected with successive alternating rims 1 cycle model of injection well in the conditions of the Udmurtia deposits terrigenous reservoir:
  • the volume of the injected rim is 0.2 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • the second rim is a MAC with a self-organized nanosystem (particle size 1, 0-
  • YUnm YUnm of the commodity form according to TU 2458-019-87869324-201 1 with a ratio of the total volumes of the above-mentioned rims and UDS equal to 1: 0.01, then the water buffer was pumped PPD.
  • the volume of the injected rim is 0.015 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • a composition containing a polymer of acrylamide, ultradispersed silicon containing solid particles, a crosslinking agent in the form of polyvalent metal salts and water containing in May is pumped into the well.
  • % acrylamide polymer - 0.005-3.0; ultrafine silicon containing solid particles - 0.5-5.0; salts of polyvalent metals - 0.0005-3.0; water - the rest.
  • the composition is pressed by a buffer fluid, for example, technical water.
  • the volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p.
  • Example 11 corresponds to example 10, except that ultradispersed systems with self-organized nanosystem and / or resistant micellar systems, and / or resistant microemulsion systems, and / or ultragel systems, with the volume ratio and at least one of listed systems equal to 1: (0.0005-0.3).
  • the volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model.
  • the volume of the injected buffer is 0.01 p. The results of the impact of the composition during its injection into the reservoir, are presented in table 1.
  • Table 1-2 presents typical examples of the implementation of the invention and the impact on the achievement of the technical result based on the experiments.
  • the use of the stated ratios as cross-linking agents and UDFSTC, of other stated substances not disclosed in the examples leads to similar results.
  • the composition in reservoir conditions forms a colloidal solution, which has the property of thixotropy, namely: with constant dynamic effects, the solutions are a suspension, and in a state of relative rest - a gel-like mass.
  • the three-dimensional framework of the gel-like mass of the composition is formed by crystalline aluminosilicate plates (several hundred nm in diameter, about 1 nm thick) carrying charges: negative on the surfaces and positive at the ends.
  • adjacent plates can be oriented both parallel to each other (so-called dense contacts: in this case, the distance between them is determined by the balance of electrostatic, van der Wa-alsov and hydration forces), and perpendicularly each other.
  • the advantage of the composition is the presence of a significant relaxation time of nonequilibrium states: even in relatively dilute suspensions, relaxation processes can last for weeks and months, which increases the coverage of the formation with exposure and significantly increases the exposure time of the claimed composition in reservoir conditions, which lasts up to 5 years, and also, the applicability of the composition in waters of various types and salinity, and various reservoir temperatures.
  • the "sieve" effect of ultrafine silicon containing solid particles of the composition determines their selective ability to adsorb those components of hydrocarbons, the size of which molecules do not exceed the size of "windows", i.e. normal alkanes ( ⁇ ⁇ 6 ).
  • the additional activation of larger hydrocarbon molecules helps them overcome the potential barrier formed by hydrated exchange cations adsorbed on the inner surface of the particles, and these molecules can also penetrate into the channels of the particles.
  • Another characteristic feature, a pronounced ultrafine particles is the ease with which an exchange takes place between the cations, which balance the negative charge of the framework of the crystal lattice, and the cations in the surrounding aqueous solution.
  • Also used in the composition of ultrafine particles have strong water-repellent properties, adsorbed on the surface of the rock through the formation of chemical bonds - the processes of hydrophobization of rocks. This increases the adhesive properties of the claimed composition in reservoir conditions and increases the duration and effectiveness of its impact. These characteristics make it possible to selectively act on a water screen that forms in reservoir conditions, namely, to retain water and to pass oil.
  • UDS and / or stable mycelial systems and / or resistant microemulsion systems and / or ultragel systems Used additionally in the composition of the ultradispersed systems are UDS and / or stable mycelial systems and / or resistant microemulsion systems and / or ultragel systems, the most important feature of whose evolutionary processes is that they often lead to the emergence of self-organized structures with different ordering scales (nano-, meso-, micro- and macro-level) make it possible to more effectively influence low-permeability reservoirs and nano-objects of the reservoir system of oil fields, and contribute to the extraction of residual ( hard-to-recover oil reserves from carbonate and terrigenous reservoirs.
  • the particle size of the dispersed phase slightly exceeds the molecular solution, and the cross-linking agent which will allow to achieve more complete washing of film-retained oil from the pore space due to the properties of the reagents used: targeted regulation and impact on the nanosystems of oil reservoirs, low interfacial tension of less than 1 mN / m, the ability to break microemulsions in the pores of the reservoir, and, moreover, to ensure the possibility of using the composition in layers with different temperatures up to 120 ° C and waters of different composition and different salinity up to 271 g / l and more.
  • the claimed composition for enhanced oil recovery by displacing residual oil from watered formations, is more effective than the prototype and the application of the claimed composition is more technological and energy-saving.
  • the claimed technical solution allows it to be used both in terrigenous and carbonate formations, both production and injection wells, to significantly improve the filtration resistance of the reservoir R and increase the final oil displacement coefficient of the reservoir, at the same time isolate the reservoir penetration , both in thickness and in strike, to involve low-permeability interlayers in the work, through the use of nanoscale particles and nanoscale systems, more durable crosslinking of nanosized particles and their nanoscale channels with polyacrylamide, a crosslinking agent, formation rock and formation fluids.
  • composition in reservoir conditions can be used to enhance oil recovery in a wide range of reservoir temperatures and brine formation typical of fields in Western Siberia, the Ural-Volga region, Ukraine and other regions, significantly reducing energy costs, time and labor, the claimed composition is applied to standard equipment and does not require additional technological actions for cleaning the well bottom zone.
  • the Ns of experience is the growth ratio, the concentration of the reagent by the end of the exact

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Lubricants (AREA)

Abstract

The invention relates to the oil production industry. A method for enhanced oil recovery from formations comprises pumping into a well formation at least one cycle consisting of a plug with a displacement fluid, including components of a composition containing an acrylamide polymer, ultradisperse silicon-containing solid particles, a crosslinking agent in the form of salts of polyvalent metals, and water, or at least one cycle of successive alternating plugs with a displacement fluid, including components of the above-mentioned composition. Furthermore, the successive alternating plugs are in the form of the following successively pumped plugs: an aqueous solution of an acrylamide polymer, an aqueous solution of salts of polyvalent metals, and an aqueous suspension of ultradisperse silicon-containing solid particles. A composition for enhanced oil recovery from formations comprises an acrylamide polymer, ultradisperse silicon-containing solid particles, a crosslinking agent in the form of salts of polyvalent metals, and water, with the following ratio of components: 0.005-3.0% by mass of acrylamide polymer; 0.5-5.0% by mass of ultradisperse silicon-containing solid particles; 0.0005-3.0% by mass of salts of polyvalent metals; with the remainder being water.

Description

СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ И СОСТАВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ  THE METHOD OF INCREASING OIL RECOVERY PLASTES AND COMPOSITION TO IMPROVE
НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ PLASTIC OIL RECOVERY
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ TECHNICAL FIELD
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к сбалансированным составам для повышения нефтеотдачи пластов и способу их закачки в пласт, и может быть использовано на нефтяных месторождениях в нагнетательных и добывающих скважинах с терригенными и карбонатными продуктивными пластами, в том числе, с высокой неоднородностью и трещинноватостью, для ограничения притока пластовых вод, выравнивания фронта вытеснения, увеличения охвата пласта воздействием, вовлечения низкопроницаемых пропластков в работу и увеличения добычи нефти.  The invention relates to the oil industry, in particular, to a balanced composition for enhanced oil recovery and method of injection into the reservoir, and can be used in oil fields in injection and production wells with terrigenous and carbonate reservoirs, including with high heterogeneity and fracturing, to limit the inflow of formation water, level the displacement front, increase the formation’s coverage by exposure, involve low-permeability streams in operation and increase I oil.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ  BACKGROUND
Известен состав для ограничения притока пластовых вод и способ его закачки, раскрытые в RU 2109939 С1 , опубл. 27.04.1998. Состав для ограничения притока пластовых вод, который закачивают в пласт, содержит нефтепродукт, поверхностно- активное вещество, воду, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) и дополнительно древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.%: нефтепродукт - 3-10, НПАВ - 0,5-5,0; древесная мука - 0,1-5,0; вода - остальное.  A known composition for limiting the flow of formation water and the method of its injection, disclosed in RU 2109939 C1, publ. 04/27/1998. The composition for limiting the inflow of formation water that is pumped into the formation contains oil, surfactant, water, non-ionic surfactant (NSAW) and additionally wood flour in the following ratio of components, wt.%: Oil - 3-10, nonionic surfactants - 0.5-5.0; wood flour - 0.1-5.0; water - the rest.
Недостатком вышеуказанного состава является то, что его действие имеет ограниченную применимость - только для нагнетательных скважин и способ его применимости обладает невысокой эффективностью при использовании на высокопроницаемых неоднородных пластах, находящихся на поздних стадиях разработки.  The disadvantage of the above composition is that its action has limited applicability - only for injection wells and the method of its applicability has low efficiency when used on highly permeable heterogeneous formations that are in the late stages of development.
Из уровня техники известен состав для ограничения притока пластовых вод и способ его закачки, раскрытые в SU 1298347 А1 , 23.03.1987. Состав для ограничения притока пластовых вод, который закачивают в пласт, содержит гипан, глину, пресную воду, силикат и сульфонол- смесь натриевых солей алкилбензолсульфокислоты, при следующем соотношении компонентов вмас.%: глина - 0,5-2,0;сульфонол- 1-3; силикат натрия - 1-3;гипан- 40-60; пресная вода - остальное. При закачке состава в пласт он вступает во взаимодействие с пластовой водой, содержащей ионы поливалентных металлов, с образованием эластичной массы.  The prior art composition for limiting the flow of formation water and the method of its injection, disclosed in SU 1298347 A1, 03/23/1987. The composition for limiting the inflow of formation water that is pumped into the formation contains hypane, clay, fresh water, silicate and sulfonol — a mixture of sodium salts of alkyl benzene sulfonic acid, in the following ratio of components in masses%: clay — 0.5–2.0; sulfonol – 1 -3; sodium silicate, 1-3; hypan-40-60; fresh water - the rest. When the composition is injected into the reservoir, it interacts with the formation water containing polyvalent metal ions to form an elastic mass.
Недостатком вышеуказанного состава является технологическая длительность его приготовления на скважине, слабая коагуляция на месторождениях с низкой минерализацией пластовых вод, использование состава не позволяет эффективно блокировать промытые пропластки.  The disadvantage of the above composition is the technological duration of its preparation at the well, weak coagulation in fields with low salinity of formation waters, the use of the composition does not effectively block the washed seams.
Из уровня техники известна композиция для обработки подземных пластов и способ ее закачки, раскрытые в RU 2439121С2, опубл. 10.01.2012. Известная композиция для обработки подземных пластов, которую закачивают в пласт, содержит жидкость на водной основе; сшивающий агент и гелеобразующий агент, содержащий полимер, который представляет собой сшиваемый полимер, и полимер, который представляет собой биополимер, где молекула биополимера (1 ) состоит только из глюкозы или (2) имеет основную цепь, содержащую одно или более звеньев, которые включают, по меньшей мере, (а) одно глюкозное звено и (Ь) одно линейное или циклическое моносахаридное звено пиранозного типа, где (а) и (Ь) имеют различные молекулярные структуры, и где соотношение биополимера и сшиваемого полимера находится от приблизительно 0,05: 1 до приблизительно 1 : 1. From the prior art known composition for the treatment of underground reservoirs and the method of its injection, disclosed in RU 2439121С2, publ. 10.01.2012. A known composition for treating subterranean formations that is pumped into the formation contains fluid on water based; a crosslinking agent and a gelling agent containing a polymer, which is a crosslinkable polymer, and a polymer, which is a biopolymer, where the biopolymer molecule (1) consists only of glucose or (2) has a main chain containing one or more units that include, at least, (a) one glucose unit and (b) one linear or cyclic pyranose-type monosaccharide unit, where (a) and (b) have different molecular structures, and where the ratio of biopolymer and crosslinkable polymer is from approximately 0.05: one of about 1: 1.
Недостатком композиции (состава) является низкая эффективность снижения водоотдачи в пласте, обусловленная низкой адсорбционной способностью сшиваемых полимеров, деструкцией используемых биополимеров в процессе приготовления и закачки в пласт, а также сложностью приготовления композиции в зимнее время, также применение композиции может вызвать технологические затруднения связанные с тампонированием нефтенасыщенных малопроницаемых зон пласта песком, к недостаткам относиться ограничения применимости состава в высокотемпературных пластах и высокая стоимость обработки подземных пластов.  The disadvantage of the composition (composition) is the low efficiency of reducing water loss in the reservoir, due to the low adsorption capacity of crosslinkable polymers, destruction of biopolymers used in the process of preparation and injection into the reservoir, as well as the complexity of preparation of the composition in the winter, and the use of the composition can cause technological difficulties associated with plugging oil-saturated low-permeability zones of the formation of sand, the disadvantages include limitations of the applicability of the composition in high-temperature seams and the high cost of treating subterranean formations.
Также известен гелеобразующий состав на основе полиакриламида и сшивателей, раскрытый в RU 2180039, опубл. 27.02.2002. Гелеобразующий состав, который закачивают в пласт, содержит соли трехвалентного хрома, для которых время гелеобразования предварительно рассчитывается по математической модели, описывающей поведение системы полиакриламид - хромокалиевые квасцы - минерализованная вода.  Also known gel-forming composition based on polyacrylamide and staplers, disclosed in RU 2180039, publ. February 27, 2002. The gel-forming composition, which is injected into the reservoir, contains trivalent chromium salts, for which the gel formation time is pre-calculated using a mathematical model describing the behavior of the polyacrylamide system — chromium alum — mineralized water.
Недостатком известного гелеобразующего состава является нестабильность применяемой композиции, которая выражается в необходимости предварительного определения кинетических параметров процесса гелеобразования используемого состава с учетом множественных параметров, а именно молекулярной масса полиакриламида, степень его гидролиза, концентрации полимера и сшивателя, температуры и водородный показатель среды, пористость и проницаемость породы и др. Причем, после расчетов время процесса гелеобразования должно быть больше времени закачки композиции в скважину, что снижает (ограничивает) его применение на скважинах.  A disadvantage of the known gelling composition is the instability of the applied composition, which is expressed in the need to preliminarily determine the kinetic parameters of the gelation process of the composition used taking into account multiple parameters, namely the molecular weight of polyacrylamide, its degree of hydrolysis, concentration of polymer and crosslinker, temperature and pH of the medium, porosity and permeability rocks, etc. Moreover, after the calculations, the time of the gelation process should be longer than pitching the composition into the well, which reduces (limits) of its application to the wells.
Кроме того, из уровня техники известен состав для повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, раскрытый в RU 2586356 С1 , опубл. 10.06.2016 (прототип). Состав для повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, который закачивают в пласт, содержитводные растворы поверхностно-активного вещества - ПАВ и полиакриламида - ПАА, при этом в качестве раствора ПАВ применяют 0,5-15%-ный водный раствор анионного мицеллообразующего натурального мыла - АМНМ, в качестве раствора ПАА 0,3-5% водный раствор ПАА с молекулярной массой до 18 млн.ед. и дополнительно 0, 1 -1 %-ную водную суспензию ультрадисперсного нанометрического углерода - УДНМУ, при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанный раствор АМНМ - 10-90, указанный раствор ПАА - 9,9-89, указанная суспензия - 0, 1-1. In addition, from the prior art known composition for enhanced oil recovery of oil reservoirs, disclosed in RU 2586356 C1, publ. 06/10/2016 (prototype). Composition for enhanced oil recovery of oil reservoirs, which is pumped into the reservoir, contains aqueous solutions of surfactant - surfactant and polyacrylamide - PAA, while in the quality of surfactant solution is used 0.5-15% aqueous solution of anionic micelle-forming natural soap - AMNM, as a solution of PAA 0.3-5% aqueous solution of PAA with a molecular weight up to 18 million units and additionally 0, 1-1% aqueous suspension of ultrafine nanometric carbon - UDNMU, with the following ratio of components, wt.%: the specified solution AMHM - 10-90, the specified solution of PAA - 9.9-89, the specified suspension - 0, 1-1.
Способ закачки состава для повышения нефтеотдачи нефтяных пластов включает десорбцию остаточной и капиллярной нефти водными растворами поверхностно-активных веществ и вытеснение остаточной нефти к добывающим скважинам высоковязкими агентами на основе водных растворов полиакриламида, преобразуемых в «микрогель» под действием «сшивателей», например водных растворов солей металлов. При этом используют выше раскрытый состав, перед закачкой которого осуществляют закачку в нефтяной пласт смеси 0,5-15%-ного водного раствора АМНМ и 0, 1 -1 %-ной водной суспензии УДНМУ, проталкивают ее в зону соприкосновения фронта вытеснения нефти водой и низкопроницаемой глинизированной части нефтяного пласта, экстрагируют ею соли металлов из глинистого материала указанной части для сшивания ПАА и формирования микрогеля.  The method of injection of the composition to enhance oil recovery of oil reservoirs includes desorption of residual and capillary oil with aqueous solutions of surfactants and displacement of residual oil to production wells with highly viscous agents based on aqueous solutions of polyacrylamide, converted into "microgel" under the action of "crosslinkers", for example, aqueous solutions of salts metals. At the same time, the above disclosed composition is used, before which injection a mixture of 0.5–15% aqueous solution of AMMN and 0, 1–1% aqueous suspension of UFNMU is pumped into the oil reservoir, pushing it into the zone of contact between the oil displacement front and low-permeable clay part of the oil reservoir, it extracts metal salts from the clay material of the specified part for stitching the PAA and the formation of a microgel.
Техническое решение, раскрытое в RU 2586356 С1 , обладает низкой эффективностью вытеснения нефти и имеет ограниченную применимость, особенно при разработке слоисто-неоднородных нефтяных пластов с обводненностью до 98%. Используемое в составе натуральное мыло - АМНМ гидрофилизирует поверхность пород, что осложняет вытеснение нефти, а один из основных недостатков мицеллообразующего натурального мыла, то что анионные мицеллообразующее растворы теряют свою устойчивость (стабильность) при содержании солей в пластовой воде более 15 г/л и также неустойчивы при невысокой концентрации солей 5 г/л и превращаются в водонефтяные эмульсии и теряют свои нефтевытесняющие качества, в пластовых условиях анионное мицеллообразующее натуральное мыло подвергается деструкции и биоразложению, что приводит к недостаточному увеличению охвата залежи воздействием и снижает нефтедобычу, невысокая эффективность известного состава, вследствие использования натурального мыла с низкими нефтеотмывающими свойствами, обусловленными также недостаточно низким межфазным натяжением, также известный состав требует дополнительной очистки призабойной зоны скважин перед применением и использование газа азота, что усложняет технологию закачки и ее безопасность.  The technical solution disclosed in RU 2586356 C1 has low oil displacement efficiency and has limited applicability, especially when developing layered-non-uniform oil reservoirs with a water content of up to 98%. Used in the composition of natural soap - AMNM hydrophilizes the surface of rocks, which complicates the displacement of oil, and one of the main disadvantages of micelle-forming natural soap, is that anionic micelle-forming solutions lose their stability (stability) when the salt content in the formation water is more than 15 g / l and is also unstable at a low salt concentration of 5 g / l and turn into water-oil emulsions and lose their oil-displacing qualities, in reservoir conditions the anionic micelle-forming natural soap is exposed to destr and biodegradation, which leads to an insufficient increase in the coverage of the deposit by exposure and reduces oil production, the low efficiency of the known composition, due to the use of natural soap with low oil-washing properties, also due to insufficiently low interfacial tension, the well-known composition requires additional cleaning of the wellbore zone before using and using nitrogen gas, which complicates the injection technology and its safety.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ  DISCLOSURE OF INVENTION
Задачей заявленной группы изобретений является разработка способа и состава для повышения нефтеотдачи пласта, позволяющие обеспечить высокую эффективность при освоении нефтяных месторождений в нагнетательных и добывающих скважинах с терригенными и карбонатными продуктивными пластами. Техническим результатом группы изобретений является увеличение добычи нефти и снижение притока пластовых вод. The task of the claimed group of inventions is the development of a method and composition for enhanced oil recovery, allowing to ensure high efficiency in the development of oil fields in injection and production wells with terrigenous and carbonate reservoirs. The technical result of the group of inventions is an increase in oil production and a decrease in the flow of formation water.
Указанный технический результат достигается за счет того, что способ повышения нефтеотдачи пластов включает закачивание в пласт скважины по крайней мере одного цикла оторочки с буферной жидкостью, включающий компоненты состава, содержащего полимер акриламида, ультрадисперсные кремний содержащие твердые частицы, сшивающий агент в виде солей поливалентных металлов и воду, или по крайней мере одного цикла последовательно-чередующих оторочек с буферной жидкостью, включающие компоненты из вышеуказанного состава, при этом последовательно- чередующие оторочки выполнены в виде следующих последовательно закачиваемых оторочек: водный раствор полимера акриламида, водный раствор солей поливалентных металлов и водная суспензия ультрадисперсных кремний содержащих твердых частиц.  This technical result is achieved due to the fact that the method of enhanced oil recovery includes pumping a well into the formation of at least one cycle of a rim with a buffer fluid, including components of the composition containing acrylamide polymer, ultrafine silicon containing solid particles, a crosslinking agent in the form of salts of polyvalent metals and water, or at least one cycle of successive alternating rims with a buffer liquid, including components from the above composition, while - alternating fringes formed by the following sequentially injected slugs: aqueous acrylamide polymer solution, an aqueous polyvalent metal salt solution and the aqueous slurry of ultrafine silicon containing solids.
Состав дополнительно содержит ультрадисперсные системы с самоорганизованной наносистемой и/или стойкие мицелярные системы и/или стойкие микроэмульсионные системы и/или ультрагелевые системы.  The composition additionally contains ultrafine systems with a self-organized nanosystem and / or resistant microcellular systems and / or resistant microemulsion systems and / or ultragel systems.
Дополнительно закачивают оторочку, содержащую ультрадисперсные системы ссамоорганизованной наносистемой и/или стойкие мицелярные системы и/или стойкие микроэмульсионные системы и/или ультрагелевые системы.  Additionally, a rim containing ultra-dispersed systems with self-organized nanosystem and / or resistant micellar systems and / or resistant microemulsion systems and / or ultragel systems is pumped.
В качестве буферной жидкости используют пресную воду из водоемов, техническую воду, воду для заводнения нефтяных пластов (вода ППД, например, по ОСТ 39-558-88), минерализованную воду, в том числе и морскую, или нефть.  Fresh water from reservoirs, process water, water for flooding of oil reservoirs (PPD water, for example, according to OST 39-558-88), saline water, including sea water, or oil are used as a buffer liquid.
Состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий полимер акриламида, ультрадисперсные кремний содержащие твердые частицы, сшивающий агент в виде солей поливалентных металлов и воду, при следующем соотношении компонентов в мае. %:  Composition for enhanced oil recovery, containing acrylamide polymer, ultrafine silicon containing solid particles, a crosslinking agent in the form of salts of polyvalent metals and water, in the following ratio of components in May. %:
полимер акриламида - 0,005-3,0;  acrylamide polymer - 0.005-3.0;
ультрадисперсные кремний содержащие твердые частицы - 0,5-5,0;  ultrafine silicon containing solid particles - 0.5-5.0;
соли поливалентных металлов - 0,0005-3,0;  salts of polyvalent metals - 0.0005-3.0;
вода - остальное.  water - the rest.
Состав дополнительно содержит ультрадисперсные системы с самоорганизованной наносистемой и/или стойкие мицелярные системы, и/или стойкие микроэмульсионные системы, и/или ультрагелевые системы, при соотношении объемов вышеуказанного состава и по крайней мере одной из перечисленных систем равном 1 : (0,0005-0,3).  The composition additionally contains ultra-dispersed systems with a self-organized nanosystem and / or resistant microcellular systems, and / or resistant microemulsion systems, and / or ultragel systems, with a volume ratio of the above composition and at least one of the listed systems equal to 1: (0.0005-0 3).
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ  IMPLEMENTATION OF THE INVENTION
В соответствии с первым вариантом изобретения способ повышения нефтеотдачи пластов включает закачивание в пласт скважины по крайней мере одного цикла оторочки объемом 25-200 м3 с буферной жидкостью, которая продавливает состав в пласт, при этом состав содержит полимер акриламида, ультрадисперсные кремний содержащие твердые частицы, сшивающий агент в виде солей поливалентных металлов и воду. Состав содержит в мае. %: In accordance with the first embodiment of the invention, the method of enhanced oil recovery includes pumping a well into the formation at least one cycle of a 25-200 m 3 rim with a buffer fluid that forces the composition into the formation, with This composition contains acrylamide polymer, ultrafine silicon containing solid particles, a crosslinking agent in the form of polyvalent metal salts and water. Composition contains in May. %:
полимер акриламида - 0,005-3,0;  acrylamide polymer - 0.005-3.0;
ультрадисперсные кремний содержащие твердые частицы - 0,5-5,0;  ultrafine silicon containing solid particles - 0.5-5.0;
соли поливалентных металлов - 0,0005-3,0;  salts of polyvalent metals - 0.0005-3.0;
вода - остальное.  water - the rest.
Состав дополнительно содержит ультрадисперсные системы с самоорганизованной наносистемой и/или стойкие мицелярные системы, и/или стойкие микроэмульсионные системы, и/или ультрагелевые системы, при соотношении объемов вышеуказанного состава и по крайней мере одной из перечисленных систем равном 1 : (0,0005-0,3).  The composition additionally contains ultra-dispersed systems with a self-organized nanosystem and / or resistant microcellular systems, and / or resistant microemulsion systems, and / or ultragel systems, with a volume ratio of the above composition and at least one of the listed systems equal to 1: (0.0005-0 3).
Заявленный состав применяют на нефтяных месторождениях с терригенными и карбонатными продуктивными пластами, в том числе, с высокой неоднородностью и трещинноватостью, для обработок нагнетательных и добывающих скважин, причем смены оборудования не требуется, уточняется приемистость нагнетательной (добывающей) скважины, далее через эжекторное устройство, в смесительную емкость подается сухой состав из емкости хранения и перевозки сыпучих материалов и вода из нагнетательной линии системы поддержания пластового давления (ППД), пресная вода из водоема или) нефть, где и происходит перемешивание и диспергирование состава. Из смесительной емкости дисперсия, плунжерными насосами нагнетается в скважину, по насосно-компрессорным трубам непосредственно в пласт до 25% от текущей приемистости скважин, далее проводят технологическую выдержку и осваивают скважину.  The claimed composition is used in oil fields with terrigenous and carbonate reservoirs, including with high heterogeneity and fracturing, for the treatment of injection and production wells, and no equipment change is required, the injection flow rate of the injection (production) well is refined, then through the ejector device, the mixing tank is supplied with a dry composition from the tank for storage and transportation of bulk materials and water from the injection line of the reservoir pressure maintenance system (RPM), fresh water from a reservoir or) oil, where the mixing and dispersion of the composition takes place. From the mixing tank, the dispersion is injected with plunger pumps into the well, through tubing pipes directly into the reservoir up to 25% of the current injectivity of the wells, then technological exposure is carried out and the well is mastered.
Применяемый в заявленном изобретении полимер полиакриламида (ППА)[- Used in the claimed invention, the polymer of polyacrylamide (PPA) [-
CH2CH(CONH2)-]n представляет собой порошок или гранулы белого или желтоватого цвета с содержанием полиакриламида более 90%, молекулярной массой 5-16 млн. и более (например, DP 9-8177, FP 307, РНРА , Праестол 2540, DKS-ORP-F-40NT или аналоги). CH2CH (CONH2) -] n is a white or yellowish powder or granules with a polyacrylamide content of more than 90%, a molecular weight of 5-16 million or more (for example, DP 9-8177, FP 307, PHPA, Praestol 2540, DKS- ORP-F-40NT or equivalent).
В качестве ультрадисперсных кремний содержащих твердых частиц (УДКСТЧ) применяют по крайней мере один компонент, выбранный из группы: алюмосиликаты щелочных и щелочноземельных металлов с открытой каркаснополостной структурой, диаметр каналов которых на поверхности кристалла варьируется от 0,26 до 0,8 нм, например, цеолит активированный ZEOL ТУ 2163-001-27860096-2016; цеолитсодержащий компонент по ТУ 38.1011366-94, содержащий окислы кремния, алюминия, калия, воду; крошку синтетических цеолитов или аналоги; тонкодисперсный бентонитовый глинопорошок, более 92 % состава которого представлено породообразующим минералом - монтмориллонитом, структурными элементами которого являются алюмосиликатные слои толщиной около 1 нм и шириной от 70 до 150 нм, (например, ПБМ, ПБМВ, ПБМА по ТУ 39-0147001-105-93 или аналоги); тонкодисперсная двуокись кремния (средний размер частиц от 19 нм до 108 нм) ГОСТ 18307; кристаллический кремний с примесями (кремний диоксид, диаллюминий триоксид, дижелезо триоксид) ГОСТ 22551 , модифицированный кремнезем, представляющий собой аморфную двуокись кремния, на поверхность которой привиты полярные и неполярные группы (гидроксильные и алкильные) или аналоги. As ultrafine silicon-containing solid particles (UDSCTCH) use at least one component selected from the group: Aluminosilicates of alkali and alkaline earth metals with an open carcass-cavity structure, the channel diameter of which on the surface of the crystal varies from 0.26 to 0.8 nm, for example, activated zeolite ZEOL TU 2163-001-27860096-2016; zeolite-containing component according to TU 38.1011366-94, containing oxides of silicon, aluminum, potassium, water; crumb synthetic zeolites or analogues; fine bentonite clay powder, more than 92% of the composition of which is represented by the rock-forming mineral - montmorillonite, the structural elements of which are aluminosilicate layers with a thickness of about 1 nm and a width of from 70 to 150 nm, (for example, PBM, PBMV, PBMA according to TU 39-0147001-105-93 or analogs); finely dispersed silicon dioxide (average particle size from 19 nm to 108 nm) GOST 18307; crystalline silicon with impurities (silicon dioxide, dialumin trioxide, digel-trioxide) GOST 22551, modified silica, which is an amorphous silicon dioxide, on the surface of which polar and nonpolar groups (hydroxyl and alkyl) or analogs are grafted.
В заявленном изобретении в качестве сшивающего агента применяют соли поливалентных металлов - ацетат хрома (АХ), хромокалиевые квасцы (ХКК) универсальный хромовый сшиватель (УХС) по ТУ2432-047-17197708-99, нитрат хрома, сернокислый алюминий (СКА), хлористый алюминий, алюмокалиевые квасцы (АКК), алюмоаммониевые квасцы (ААК). Также в качестве сшивающего агента агента применяют бихроматы натрия и калия, двуокись марганца; хлористый цинк, нафтенат и октонат кобальта, тиомочевина, утропин, реагент АМГ (агент модифицированный гелеобразующий) по по ТУ 2146-003-42129794-2003, представляющий собой смесь сульфитных и хромовых солей щелочных металлов с модифицирующей добавкой.  In the claimed invention, polyvalent metal salts are used as a crosslinking agent - chromium acetate (AH), chromium alum (HKK) universal chromic crosslinker (XC) according to ТУ2432-047-17197708-99, chromium nitrate, aluminum sulphate (SKA), aluminum chloride, aluminum potassium alum (ACC), aluminum ammonium alum (AAK). Also, sodium and potassium bichromates, manganese dioxide are used as a crosslinking agent; zinc chloride, cobalt naphthenate and octonate, thiourea, utropine, AMG reagent (modified gel-forming agent) according to TU 2146-003-42129794-2003, which is a mixture of alkali metal sulfite and chromium salts with a modifying additive.
Ультрадисперсные системы (УДС) с самоорганизованной наносистемой (размер частиц 1 ,0 нм -100 нм) по ТУ 2458-022-47081684-2017 или по ТУ 2458-019-87869324-2011 или аналоги, и (или) стойкие мицелярные системы (МС) с размером частиц 10-104нм (Г. 3. Ибрагимов, К. С. Фазлутдинов, Н. И. Хисамутдинов. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти /Справочник. М-Недра.1991 , 172-173 с); стойкие микроэмульсионные системы (МЭС) с размером частиц 5-105 нм представляют собой смесь углеводорода и раствора ПАВ (Вестник Московского университета, СЕР. 2, ХИМИЯ, 2004, Т. 45, Ns 3); ультрагелевые системы (УГС) с размером частиц 50-Ю6 нм представляют собой смесь 0,002-0,01 % раствора ПАА 0,002% -0,01 % и 0,002-0,01 % раствора ПАВ (Г. 3. Ибрагимов, К. С. Фазлутдинов, Н. И. Хисамутдинов. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти / Справочник, М-Недра, 1991). Ultradispersed systems (UDS) with a self-organized nanosystem (particle size 1, 0 nm -100 nm) according to TU 2458-022-47081684-2017 or according to TU 2458-019-87869324-2011 or analogues, and (or) stable mycelial systems (MS ) with a particle size of 10-10 4 nm (G. 3. Ibragimov, K.S. Fazlutdinov, N.I. Khisamutdinov. The use of chemical reagents for the intensification of oil production / Handbook. M-Nedra 1991, 172-173 s); resistant microemulsion systems (MES) with a particle size of 5-10 5 nm are a mixture of hydrocarbon and surfactant solution (Moscow University Bulletin, SER. 2, CHEMISTRY, 2004, T. 45, Ns 3); ultragel systems (UGS) with a particle size of 50 to 10 6 nm are a mixture of 0.002-0.01% PAA solution 0.002% -0.01% and 0.002-0.01% surfactant solution (G. 3. Ibragimov, K. C Fazlutdinov, N. I. Khisamutdinov. The use of chemical reagents for the intensification of oil production / Handbook, M-Nedra, 1991).
В соответствии со вторым вариантом изобретения способ повышения нефтеотдачи пластов включает закачивание в пласт скважины или по крайней мере одного цикла последовательно-чередующих оторочек объемом 25 - 200 м3 с буферной жидкостью, которая продавливает состав в пласт, оторочки включают компоненты из вышеуказанного состава, при этом последовательно-чередующие оторочки выполнены в виде следующих последовательно закачиваемых оторочек: водный раствор полимера акриламида, водный раствор солей поливалентных металлов и водная суспензия ультрадисперсных кремний содержащих твердых частиц. При этом дополнительно осуществляют закачку оторочки, содержащую ультрадисперсные системы с самоорганизованной наносистемой и/или стойкие мицелярные системы и/или стойкие микроэмульсионные системы и/или ультрагелевые системы, при соотношении суммарных объемов вышеуказанных оторочек и по крайней мере одной из перечисленных систем равном 1 : (0,0005-0,3). In accordance with the second variant of the invention, the method of enhanced oil recovery includes pumping a well or at least one cycle of sequential alternating rims with a volume of 25 - 200 m 3 into the reservoir with a buffer fluid that forces the composition into the reservoir, the rims include the components of the above composition, sequentially alternating rims are made in the form of the following successively injected rims: an aqueous solution of acrylamide polymer, an aqueous solution of salts of polyvalent metals and an aqueous suspension of ul tradispersible silicon containing solid particles. In addition, a rim is injected, containing ultradispersed systems with self-organized nanosystem and / or resistant micellar systems and / or resistant microemulsion systems and / or ultragel systems, with a ratio of total the volumes of the above rims and at least one of the listed systems is 1: (0.0005-0.3).
Для продавливания оторочек используют 2-8 м3 буферного объема жидкости (пресная вода из водоемов, техническая вода, вода для заводнения нефтяных пластов, минерализованная вода, в том числе и морская) или 1-5 м3 (нефти). For punching the rims use 2-8 m 3 of buffer volume of liquid (fresh water from reservoirs, process water, water for flooding of oil reservoirs, mineralized water, including sea water) or 1-5 m 3 (oil).
Количество оторочек при закачке составляет до 30, а количество циклов достигает до 20.  The number of rims during injection is up to 30, and the number of cycles reaches up to 20.
Эффективность вытеснения остаточной нефти доказывают на насыпных линейных моделях пористой среды, методика разработана на основе ОСТ 39-195-86, первичное вытеснение нефти из пласта осуществлялось посредством имитации добывающих скважин с выхода моделей и нагнетательных скважин с входа моделей при следующих параметрах:  The efficiency of displacing residual oil is proven on bulk linear models of a porous medium, the technique is based on OST 39-195-86, the primary displacement of oil from the reservoir was carried out by simulating production wells from the output of the models and injection wells from the input of the models with the following parameters:
- длина насыпной части моделей 100 см;  - The length of the bulk of the models is 100 cm;
- поперечное сечение пористой среды 3 см;  - cross section of a porous medium 3 cm;
В качестве исходного материала для создания пористой среды используют дезинтегрированный керн различных месторождений Татарстана, Удмуртии, Западной Сибири и др. или кварцевый песок фракций помола 0,16 - 0,07 мм, с добавлением до 10% карбоната кальция, пресную или минерализованную воду и нефть различных месторождений Татарстана, Удмуртии и Западной Сибири и др.;  Disintegrated core of various deposits of Tatarstan, Udmurtia, Western Siberia, etc., or quartz sand fractions of grinding 0.16-0.07 mm, with added up to 10% calcium carbonate, fresh or saline water and oil various deposits of Tatarstan, Udmurtia and Western Siberia, etc .;
- температура экспериментов 20 -120 0 С; - temperature of experiments 20 -120 0 С;
- закачку и вытеснение флюидов из пористой среды модели осуществляют плунжерным насосом, при этом фиксируют перепад давления, создаваемого нагнетаемой жидкостью; - the injection and displacement of fluids from the porous medium of the model is carried out by a plunger pump, while the differential pressure generated by the injected fluid is recorded;
- на основании полученных результатов рассчитывают величины проницаемостей до и после обработки предложенным способом. - on the basis of the obtained results, the values of permeability are calculated before and after processing by the proposed method.
Результаты воздействия при закачке состава на пласт оценивают по следующим показателям:  The results of the impact during the injection of the composition on the reservoir is assessed according to the following indicators:
1) фильтрационное сопротивление пласта R в конце эксперимента;  1) the filtration resistance of the reservoir R at the end of the experiment;
2) конечный коэффициент нефтевытеснения пласта;  2) the final coefficient of oil displacement of the reservoir;
3) конечная остаточная нефтенасыиценность пласта.  3) the final residual oil saturation of the reservoir.
Изменение фильтрационных свойств пористой среды определяют по значениям подвижности воды и остаточному фактору сопротивления.  The change in filtration properties of the porous medium is determined by the values of water mobility and the residual resistance factor.
Пример 1  Example 1
Состав закачивается последовательно-чередующимися оторочками модель нагнетательной скважины терригенный коллектор (один цикл).  The composition is injected with a series-alternating rim of the injection well terrigenous reservoir model (one cycle).
1-ая оторочка - раствор, содержащий масс.%: 0,01 ПАА (марка DP 9-8177 ) и воды The first fringe - a solution containing wt.%: 0.01 PAA (brand DP 9-8177) and water
99,99 ; затем закачивают буферную жидкость (далее буфер) - вода техническая. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,1 , порового объема (п. о)., (Vnop. см3) насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о. 2- ая оторочка (сшивающий агент) - раствор, содержащий, масс.%: 0,0005 ацетата хрома и 99,9995 воды, затем закачивают буфер воды технической. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,02 п. о. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о. 99.99; then pumped buffer fluid (buffer) - technical water. The volume of the injected rim is 0.1, the pore volume (p. O)., (Vnop. Cm 3 ) of the bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p. The 2nd fringe (crosslinking agent) - a solution containing, in wt.%: 0.0005 chromium acetate and 99.9995 water, then pumped with technical water buffer. The volume of the injected rim is 0.02 p. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
3- ая оторочка (УДКСТЧ) - суспензия, содержащий, масс.%: 3 цеолита активированного с размером частиц 0,26-0,8 нм) и 97 воды, затем закачивают буфер воды технической. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,1 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о.  The 3rd fringe (UDSCTCH) - a suspension containing, in wt.%: 3 activated zeolite with a particle size of 0.26-0.8 nm) and 97 water, then pumped technical water buffer. The volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
4- ая оторочка - стойкая мицелярная система (от 10 нм до 100 нм) при соотношении суммарных объемов вышеуказанных оторочеки стойкой мицелярной системы равном 1 :0,01. Затем закачивают буфер воды технической. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,015 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о.  The 4th rim is a persistent mycelial system (from 10 nm to 100 nm) with a ratio of the total volumes of the aforementioned edges of the resistant mycelial system equal to 1: 0.01. Then pumped buffer water technical. The volume of the injected rim is 0.015 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
Результаты воздействия оторочек при их закачке в пласт, представлены в таблице 2. Указанное закачивание заявленных оторочек в однородный пласт через нагнетательную скважину в условиях Западной Сибири приводит к росту R ост. до 2,01 ед. относительно воды и увеличивает прирост коэффициента нефтеотдачи по пласту до 19,6 %, что в 1 ,8 раза выше аналогичного показателя прототипа (опыт 11).  The results of the impact of the rims during their injection into the reservoir are presented in Table 2. The indicated injection of the declared rims into the homogeneous reservoir through the injection well in the conditions of Western Siberia leads to an increase in R OST. up to 2.01 units relative to water and increases the growth rate of oil recovery in the reservoir to 19.6%, which is 1, 8 times higher than the analogous indicator of the prototype (experiment 11).
Пример 2  Example 2
Состав закачивается последовательно-чередующимися оторочками модель добывающей скважины терригенный коллектор (один цикл).  The composition is injected with a series-alternating rim model of a production well terrigenous reservoir (one cycle).
1-ая оторочка - раствор, содержащий, масс.%: 0,001 ПАА (марки FP 307) и воды 99,999, затем закачивают буфер нефти безводной. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,1 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о.  The first rim - a solution containing, in wt.%: 0.001 PAA (grade FP 307) and water 99.999, then pumped into anhydrous oil buffer. The volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
2-ая оторочка (сшивающий агент) - раствор, содержащий, масс.%: 0,001 бихромата калия и 99,999 воды, затем закачивают буфер нефти безводной. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,02 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о.  The 2nd rim (crosslinking agent) - a solution containing, in wt.%: 0.001 potassium dichromate and 99.999 water, then pumped into anhydrous oil buffer. The volume of the injected rim is 0.02 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
3- ая оторочка (УДКСТЧ) - суспензия, содержащая, мас.%: 1 тонкодисперсного бентонитового глинопорошка, более 92 % состава которого представлено породообразующим минералом монтмориллонитом (марка ПБМВ) и 99 воды, затем закачивают буфер нефти безводной. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,1 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о.  The 3rd rim (UDSTSC) is a suspension containing, in wt%: 1, fine bentonite clay powder, more than 92% of the composition of which is represented by the rock-forming mineral montmorillonite (brand PBMV) and 99 water, then anhydrous oil is pumped into the oil buffer. The volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
4- ая оторочка - УДС с самоорганизованной наносистемой (1 ,0 нм -100 нм) товарной формы ТУ 2458-022-47081684-2017 при соотношении суммарных объемов вышеуказанных оторочек и УДС равном 1 :0,01. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,01 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о. Результаты воздействия оторочек при их закачке в пласт, представлены в таблице 2. При указанном закачивании заявленного состава через добывающую скважину однородного пласта в условиях месторождений Западной Сибири был получен коэффициент нефтеотдачи пласта 13,8%, что в 1 ,2 раза выше аналогичного показателя прототипа (опыт 11). The 4th rim is a MAC with a self-organized nanosystem (1, 0 nm -100 nm) of the commodity form TU 2458-022-47081684-2017 with a ratio of the total volumes of the above-mentioned fringes and MAC with 1: 0.01. The volume of the injected rim is 0.01 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p. The results of the impact of the rims during their injection into the reservoir are presented in Table 2. At the specified injection of the claimed composition through the production well of a homogenous reservoir in the conditions of fields in Western Siberia, the oil recovery coefficient of the reservoir was obtained 13.8%, which is 1, 2 times higher than the similar indicator of the prototype ( experience 11).
Пример 3  Example 3
Состав закачивается последовательно-чередующимися оторочками двумя циклами модель нагнетательной скважины терригенный коллектор.  The composition is injected with successive alternating rims in two cycles of the injection well terrigenous reservoir model.
1- ая оторочка - раствор, содержащий масс.%: 0,01 ПАА (марка Праестол 2540 ) и воды 99,99, затем закачивают буфер воды технической. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,1 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о.  The first fringe - a solution containing wt.%: 0.01 PAA (brand Praestol 2540) and water 99.99, then pumped with technical water buffer. The volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
2- ая оторочка (сшивающий агент) - раствор, содержащий, масс.%: 0,05 бихромата натрия и 99,95 воды, затем закачивают буфер воды технической. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,025 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о.  The 2nd fringe (crosslinking agent) —a solution containing, in wt%: 0.05 sodium bichromate and 99.95 water, then pumping technical water buffer. The volume of the injected rim is 0.025 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
3- ая оторочка (УДКСТЧ) - суспензия, содержащая, масс.%: 3 тонкодисперсного бентонитового глинопорошка марки ПБМА и 97 воды, затем закачивают буфер воды технической. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,1 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о.  The 3rd rim (UDSCTCH) is a suspension containing, in wt.%: 3 finely dispersed bentonite clay powder of the PBMA brand and 97 of water, then pumped into the technical water buffer. The volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
Результаты воздействия оторочек при их закачке в пласт, представлены в таблице 2. Указанное закачивание заявленного состава в неоднородный пласт через нагнетательную скважину в условиях Западной Сибири приводит к росту R ост. до 2,01 ед. относительно воды и увеличивает прирост коэффициента нефтеотдачи по пласту до 23,3 %, что в 2,3 раза выше аналогичного показателя прототипа (опыт 11).  The results of the impact of the rims during their injection into the reservoir, are presented in table 2. The specified injection of the claimed composition into a heterogeneous reservoir through an injection well in the conditions of Western Siberia leads to an increase in R OST. up to 2.01 units relative to water and increases the growth rate of oil recovery in the reservoir to 23.3%, which is 2.3 times higher than the analogous indicator of the prototype (experiment 11).
Пример 4  Example 4
Закачивали последовательно-чередующиеся оторочки тремя циклами модель нагнетательной скважины.  Injected sequentially alternating rims in three cycles model injection well.
1- ая оторочка - раствор, содержащий масс.%: 0,01 ПАА (марка DP 9-8177) и воды 99,99 , затем закачивают буфер воды ППД. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,1 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о.  The first rim - a solution containing wt.%: 0.01 PAA (brand DP 9-8177) and water 99.99, then pumped with water in the SPD. The volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
2- ая оторочка (сшивающий агент) - раствор, содержащий, масс.%: 0,0005 реагента АМГ-1 и 99,9995 воды, затем закачивают буфер воды ППД. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,025 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о.  The 2nd fringe (cross-linking agent) - a solution containing, in wt.%: 0.0005 AMG-1 reagent and 99.9995 water, then pumped with PPD water buffer. The volume of the injected rim is 0.025 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
3- ая оторочка (УДКСТЧ) - суспензия, содержащая, масс.%: 3 двуокиси кремния и 97 воды, затем закачивают буфер пластовой воды. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,1 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о. The 3rd rim (UDSCTCH) - suspension containing, in wt.%: 3 silica and 97 water, then pumped the buffer of produced water. Volume of injected rim is 0.1 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
4-ая оторочка - стойкая УГС при соотношении суммарных объемов вышеуказанных оторочек и УГС равном 1 :0,01 , затем закачивают буфер пластовой воды. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,015 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о.  The 4th rim is a persistent UGS with a ratio of the total volumes of the above-mentioned rims and UGS equal to 1: 0.01, then a buffer of produced water is injected. The volume of the injected rim is 0.015 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
Результаты воздействия оторочек при их закачке в пласт, представлены в таблице 2. Указанное закачивание заявленного состава в неоднородный пласт через нагнетательную скважину в условиях Западной Сибири приводит к росту R ост. до 2,64 ед. относительно воды и увеличивает прирост коэффициента нефтеотдачи по пласту до 28,1 %, что в 2,7 раза выше аналогичного показателя прототипа (опыт 10).  The results of the impact of the rims during their injection into the reservoir, are presented in table 2. The specified injection of the claimed composition into a heterogeneous reservoir through an injection well in the conditions of Western Siberia leads to an increase in R OST. up to 2.64 units relative to water and increases the growth rate of oil recovery in the reservoir to 28.1%, which is 2.7 times higher than the corresponding indicator of the prototype (experiment 10).
Пример 5  Example 5
Состав закачивается последовательно-чередующимися оторочками шестью циклами карбонатный коллектор нагнетательная скважина.  The composition is injected with sequential alternating fences in six cycles carbonate reservoir injection well.
1-ая оторочка - раствор, содержащий, масс.%: 0,001 ПАА марки Праестол 2507 KI и воды 99,999, затем закачивают буфер воды ППД. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,1 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о.  The first rim - a solution containing, in wt.%: 0.001 PAA of the brand Praestol 2507 KI and water 99.999, then pumped buffer water PPD. The volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
2- ая оторочка (сшивающий агент) - раствор, содержащий, масс.%: 0,001 хромкалиевых квасцов и 99,999 воды, затем закачивают буфер воды ППД. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,025 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о.  The 2nd fringe (cross-linking agent) —a solution containing, in wt%: 0.001 potassium chrome alum and 99.999 water, is then injected with a PPD water buffer. The volume of the injected rim is 0.025 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
3- ая оторочка (УДКСТЧ) - суспензия, содержащая, мас.%: 3 тонкодисперсного бентонитового порошка (марка ПБМБ) и воды 97, затем закачивают буфер воды ППД. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,1 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о.  The 3rd rim (UDSTSCH) is a suspension containing, in wt%: 3, finely dispersed bentonite powder (PBMB grade) and water 97, then the PPD water buffer is pumped in. The volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
4- ая оторочка - УДС с самоорганизованной наносистемой (1 ,0 нм-100нм) товарной формы ТУ 2458-019-87869324-2011 при соотношении суммарных объемов вышеуказанных оторочек и УДС равном 1 :0,01 , затем закачивают буфер воды ППД. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,006 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о.  The 4th rim is the SDS with a self-organized nanosystem (1, 0 nm-100nm) of the commodity form TU 2458-019-87869324-2011 with a ratio of the total volumes of the above-mentioned rims and the SDA equal to 1: 0.01, then the water in the FPD is pumped. The volume of the injected rim is 0.006 bp. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
Результаты воздействия оторочек при их закачке в пласт, представлены в таблице The results of the impact of the rims during their injection into the reservoir are presented in the table.
2. При указанном закачивании заявленного состава через нагнетательную скважину неоднородного пласта в условиях месторождений Татарстана был получен коэффициент нефтеотдачи пласта 31 ,6%, что в 3,1 раза выше аналогичного показателя прототипа2. At the specified injection of the claimed composition through the injection well of a heterogeneous reservoir in the conditions of the fields of Tatarstan, the oil recovery coefficient of the reservoir was 31.6%, which is 3.1 times higher than the similar indicator of the prototype
(опыт 10). Пример 6 (experience 10). Example 6
Состав закачивается последовательно-чередующимися оторочками четыре цикла модель нагнетательной скважиныв условиях месторождений Казахстана.  The composition is injected with sequentially alternating four-cycle rims of the injection well model in the conditions of the fields of Kazakhstan.
1- ая оторочка - смесь, содержащая, масс.%: 0,1 ПАА марки Праестол 2507 KI; 0,05 бихромата калия; 1 тонкодисперсного бентонитового порошка (марка ПБМВ) и вода 98,85 затем закачивают буфер воды морской. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,2 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о.  1st fringe - a mixture containing, in wt.%: 0.1 PRA of the brand Praestol 2507 KI; 0.05 potassium bichromate; 1 fine bentonite powder (PBMV brand) and water 98.85 are then pumped with sea water buffer. The volume of the injected rim is 0.2 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
2- ая оторочка - УДС с самоорганизованной наносистемой (1 ,0 нм -ЮОнм) товарной формы ТУ 2458-019-87869324-2011 при соотношении суммарных объемов вышеуказанных оторочек и УДС равном 1 :0,01 , затем закачивают буфер воды морской. The 2nd fringe - the SDS with a self-organized nanosystem (1, 0 nm - UNm) of the commodity form TU 2458-019-87869324-2011 with the ratio of the total volumes of the above fringes and the SDL equal to 1: 0.01, then the sea water buffer is pumped.
Объем закачиваемой оторочки составляет 0,012 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о. The volume of the injected rim is 0,012 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
Результаты воздействия оторочек при их закачке в пласт, представлены в таблице The results of the impact of the rims during their injection into the reservoir are presented in the table.
2. При указанном закачивании заявленного состава через нагнетательную скважину неоднородного пласта в условиях месторождений Казахстана был получен коэффициент нефтеотдачи пласта 32,8 %, что в 2,9 раза выше аналогичного показателя прототипа2. At the specified injection of the claimed composition through the injection well of a heterogeneous reservoir in the conditions of the fields of Kazakhstan, the oil recovery coefficient of the formation was 32.8%, which is 2.9 times higher than the similar indicator of the prototype
(опыт 11). (experience 11).
Пример 7  Example 7
Состав закачивается последовательно-чередующимися оторочками пять циклов модель нагнетательной скважины в условиях месторождений Удмуртии карбонатный коллектор:  The composition is injected with successively alternating rims for five cycles of the injection well model in the conditions of the Udmurtia deposits a carbonate reservoir:
1- ая оторочка - смесь, содержащая, масс.%: 0,2 ПАА; 0,2 ацетата хрома + 2 смеси тонкодисперсного бентонитового порошка марки ПБМВ и двуокиси кремния, при соотношении 1 :1 и 97,6 вода, затем закачивают буфер воды ППД. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,1 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о.  1st fringe - a mixture containing, in mass%: 0.2 PAA; 0.2 chromium acetate + 2 mixtures of fine-grained bentonite powder brand PBMV and silicon dioxide, at a ratio of 1: 1 and 97.6 water, then pumped with water buffer PSD. The volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
2- ая оторочка - УДС с самоорганизованной наносистемой (1 ,0 нм -ЮОнм) товарной формы ТУ 2458-019-87869324-2011 при соотношении объемов состава оторочки 1) и УДС (равном 1 :0,3), затем закачивают буфер воды ППД. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,012 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о.  2nd fringe - MAC with a self-organized nanosystem (1, 0 nm-UNm) of the product form TU 2458-019-87869324-2011 with the ratio of the volumes of the composition of the rim 1) and MAC (equal to 1: 0.3), then pumped water buffer PSD . The volume of the injected rim is 0,012 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
Результаты воздействия оторочек при их закачке в пласт, представлены в таблице 2. При указанном закачивании заявленного состава через нагнетательную скважину неоднородного карбонатного пласта в условиях месторождений Удмуртии был получен коэффициент нефтеотдачи пласта 38,1%, что в 3,4 раза выше аналогичного показателя прототипа (опыт 11). Пример 8 The results of the impact of the rims during their injection into the reservoir are presented in Table 2. At the specified injection of the claimed composition through the injection well of a heterogeneous carbonate reservoir in the conditions of the Udmurtia fields, the oil recovery coefficient of the reservoir was 38.1%, which is 3.4 times higher than the similar indicator of the prototype ( experience 11). Example 8
Состав закачивается последовательно-чередующимися оторочками шестью циклами модель нагнетательной скважины в условиях месторождений Удмуртии карбонатный коллектор:  The composition is injected with a six-cycle series of alternating rims of the injection well model in the conditions of the Udmurtia fields carbonate reservoir:
1-ая оторочка - раствор, содержащий, масс.%: 0,3% ПАА марки Праестол 2540 и вода 99,7 затем закачивается буфер воды минерализованной с концентрацией солей 271 г/л. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,1 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о.  The first rim is a solution containing, in wt.%: 0.3% PAA of the brand Praestol 2540 and water 99.7, then the mineralized water is pumped into the buffer with a salt concentration of 271 g / l. The volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
2- ая оторочка (сшивающий агент) - раствор, содержащий, масс.%: 0,1 АМГ-1 и 99,9, затем закачивается буфер воды минерализованной с концентрацией соли 271 г/л. The 2nd fringe (crosslinking agent) is a solution containing, in wt.%: 0.1 AMG-1 and 99.9, then the mineralized water buffer is injected with a salt concentration of 271 g / l.
Объем закачиваемой оторочки составляет 0,025 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о. The volume of the injected rim is 0.025 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
3- ая оторочка (УДКСТЧ) - суспензия, содержащая, мас.%: 3 смесь тонкодисперсного бентонитового порошка марки ПБМВ, цеолита и двуокись кремния, при соотношении 1 :1 :1 и воды 97,0, затем закачивается буфер воды минерализованной с концентрацией соли 271 г/л. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,1 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о.  3rd fringe (UDSCTCH) - suspension containing, in wt.%: 3, a mixture of finely dispersed PBMV brand bentonite powder, zeolite and silicon dioxide, at a ratio of 1: 1: 1 and water 97.0, then the saline-treated water is pumped into the buffer with salt concentration 271 g / l. The volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
4- ая оторочка - МЭС (размер частиц 5-105нм), при соотношении суммарных объемов вышеуказанных оторочек и МЭС равном 1 :0,01 , затем закачивается буфер воды минерализованной с концентрацией соли 271 г/л. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,1 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о. The 4th rim - MES (particle size 5-10 5 nm), with a ratio of the total volumes of the above rims and MES equal to 1: 0.01, then the mineralized water buffer with salt concentration of 271 g / l is injected. The volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
Результаты воздействия оторочек при их закачке в пласт, представлены в таблице 2. При указанном закачивании заявленного состава через нагнетательную скважину неоднородного пласта в условиях месторождений был получен коэффициент нефтеотдачи пласта 35,2%, что в 3,1 раза выше аналогичного показателя прототипа (опыт 11).  The results of the impact of the rims during their injection into the reservoir are presented in Table 2. At the specified injection of the claimed composition through the injection well of a heterogeneous reservoir in the conditions of the fields, the oil recovery coefficient of the reservoir was 35.2%, which is 3.1 times higher than the similar indicator of the prototype (experiment 11 ).
Пример 9  Example 9
Состав закачивается последовательно-чередующимися оторочками 1 цикл модель нагнетательной скважины в условиях месторождений Удмуртии терригенный коллектор:  The composition is injected with successive alternating rims 1 cycle model of injection well in the conditions of the Udmurtia deposits terrigenous reservoir:
1-ая оторочка - смесь, содержащая, масс. %: 0,1 ПАА марки DP 9-8177,0,1 хромокалиевых квасцов, 1 тонкодисперсного бентонитового порошка марки ПБМВ и воды 98,80, затем закачивали буфер воды ППД. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,2 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о.  1st rim - a mixture containing, mass. %: 0.1 PAA brand DP 9-8177,0,1 chromium alum, 1 fine bentonite powder brand PBMV and water 98.80, then pumped water buffer PPD. The volume of the injected rim is 0.2 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
2-ая оторочка - УДС с самоорганизованной наносистемой (размер частиц 1 ,0- The second rim is a MAC with a self-organized nanosystem (particle size 1, 0-
ЮОнм) товарной формы по ТУ 2458-019-87869324-201 1 при соотношении суммарных объемов вышеуказанных оторочек и УДС равном 1 :0,01 , затем закачивали буфер воды ППД. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,015 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о. YUnm) of the commodity form according to TU 2458-019-87869324-201 1 with a ratio of the total volumes of the above-mentioned rims and UDS equal to 1: 0.01, then the water buffer was pumped PPD. The volume of the injected rim is 0.015 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
Параметры прототипа приведены в таблице 2 опыт N° 10 и опыт N° 11.  The parameters of the prototype are shown in table 2 experiment N ° 10 and experience N ° 11.
Результаты воздействия оторочек при их закачке в пласт, представлены в таблице 2.  The results of the impact of the rims during their injection into the reservoir, are presented in table 2.
Пример 10  Example 10
В скважину закачивают состав, содержащий полимер акриламида, ультрадисперсные кремний содержащие твердые частицы, сшивающий агент в виде солей поливалентных металлов и воду, содержащий в мае. %: полимер акриламида - 0,005-3,0; ультрадисперсные кремний содержащие твердые частицы - 0,5-5,0; соли поливалентных металлов - 0,0005-3,0; вода - остальное. Состав продавливается буферной жидкостью, например, водой технической. Объем закачиваемой оторочки составляет 0,1 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о.  A composition containing a polymer of acrylamide, ultradispersed silicon containing solid particles, a crosslinking agent in the form of polyvalent metal salts and water containing in May is pumped into the well. %: acrylamide polymer - 0.005-3.0; ultrafine silicon containing solid particles - 0.5-5.0; salts of polyvalent metals - 0.0005-3.0; water - the rest. The composition is pressed by a buffer fluid, for example, technical water. The volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p.
Результаты воздействия состава при его закачке в пласт, представлены в таблице The results of the impact of the composition during its injection into the reservoir are presented in the table.
1. one.
Пример 11  Example 11
Пример 11 соответствует примеру 10, за исключением того, что в состав дополнительно вводят ультрадисперсные системы с самоорганизованной наносистемой и/или стойкие мицелярные системы, и/или стойкие микроэмульсионные системы, и/или ультрагелевые системы, при соотношении объемов состава и по крайней мере одной из перечисленных систем равном 1 : (0,0005-0,3). Объем закачиваемой оторочки составляет 0,1 п. о. насыпной линейной модели. Объем закачиваемого буфера составляет 0,01 п. о. Результаты воздействия состава при его закачке в пласт, представлены в таблице 1.  Example 11 corresponds to example 10, except that ultradispersed systems with self-organized nanosystem and / or resistant micellar systems, and / or resistant microemulsion systems, and / or ultragel systems, with the volume ratio and at least one of listed systems equal to 1: (0.0005-0.3). The volume of the injected rim is 0.1 p. bulk linear model. The volume of the injected buffer is 0.01 p. The results of the impact of the composition during its injection into the reservoir, are presented in table 1.
В таблице 1-2 представлены характерные примеры осуществления изобретения и влияние на достижение технического результата на основе проведенных экспериментов. Применение в заявленных соотношения в качестве сшивающих агентов и УДКСТЧ, других заявленных указанных веществ, нераскрытых в примерах, приводит к аналогичным результатам.  Table 1-2 presents typical examples of the implementation of the invention and the impact on the achievement of the technical result based on the experiments. The use of the stated ratios as cross-linking agents and UDFSTC, of other stated substances not disclosed in the examples leads to similar results.
Состав в пластовых условиях образует коллоидный раствор, который обладает свойством тиксотропии, а именно: при постоянном динамическом воздействии растворы представляют собой суспензию, а в состоянии относительного покоя - гелеобразную массу. Трёхмерный каркас гелеобразной массы состава образован кристаллическими алюмосиликатными пластинками (диаметром в несколько сотен нм, толщиной около 1 нм), несущими заряды: отрицательные на поверхностях и положительные на торцах. В геле соседние пластинки могут быть ориентированы как параллельно друг другу (т. н. плотные контакты: в этом случае расстояние между ними определяется балансом электростатических, ван-дер-ва-альсовых и гидратационных сил), так и перпендикулярно друг другу. В зависимости от содержания различных солей и минерализации пластовых вод относительная доля контактов двух типов изменяется, а с ней изменяются и реологические свойства гелей, поскольку монтмориллониты обладают свойством избирательного связывания ионов из раствора, например, ионов К+, Cs+, Са++, Sr++ и др., что придает прочность гелеобразной массе. Преимущество состава в особенности коллоидного раствора - наличие значительного времени релаксации неравновесных состояний: даже в сравнительно разбавленных суспензиях релаксационные процессы могут длиться неделями и месяцами, что увеличивает охват пласта воздействием и значительно увеличивает время воздействия заявленного состава в пластовых условиях, которое продолжается до 5 лет, а также, применимость состава в водах различных типов и минерализации, и различных пластовых температур. The composition in reservoir conditions forms a colloidal solution, which has the property of thixotropy, namely: with constant dynamic effects, the solutions are a suspension, and in a state of relative rest - a gel-like mass. The three-dimensional framework of the gel-like mass of the composition is formed by crystalline aluminosilicate plates (several hundred nm in diameter, about 1 nm thick) carrying charges: negative on the surfaces and positive at the ends. In the gel, adjacent plates can be oriented both parallel to each other (so-called dense contacts: in this case, the distance between them is determined by the balance of electrostatic, van der Wa-alsov and hydration forces), and perpendicularly each other. Depending on the content of various salts and the salinity of stratal waters, the relative proportion of contacts of two types changes, and the rheological properties of gels also change with it, since montmorillonites have the property of selectively binding ions from a solution, for example, K + , Cs + , Ca ++ , Sr ions ++ and others, which gives the strength of the gel-like mass. The advantage of the composition, in particular of a colloidal solution, is the presence of a significant relaxation time of nonequilibrium states: even in relatively dilute suspensions, relaxation processes can last for weeks and months, which increases the coverage of the formation with exposure and significantly increases the exposure time of the claimed composition in reservoir conditions, which lasts up to 5 years, and also, the applicability of the composition in waters of various types and salinity, and various reservoir temperatures.
"Ситовой" эффект ультрадисперсных кремний содержащих твердых частиц состава обусловливает их избирательную способность адсорбировать те компоненты углеводородов, размер молекул которых не превышает размера "окон", т.е. нормальные алканы (С С6). Дополнительная активация более крупных молекул углеводородов способствует преодолению ими потенциального барьера, образуемого адсорбированными на внутренней поверхности частиц гидратированными обменными катионами, и эти молекулы также могут проникать в каналы частиц. Другой характерной особенностью, ярко выраженной ультрадисперсных частиц, является та легкость, с какой происходит обмен между катионами, уравновешивающими отрицательный заряд каркаса кристаллической решетки, и катионами в окружающем водном растворе. Также применяемые в составе ультрадисперсные частицы обладают сильными водоотталкивающими свойствами, адсорбируется на поверхности породы путем образования химических связей - процессов гидрофобизации пород. Это увеличивает адгезионные свойства заявленного состава в пластовых условиях и увеличивает длительность и эффективность его воздействия. Перечисленные характеристики позволяют дейстовать образующемуся в пластовых условиях водоизолирующему экрану селективно, а именно удерживать воду и пропускать нефть. The "sieve" effect of ultrafine silicon containing solid particles of the composition determines their selective ability to adsorb those components of hydrocarbons, the size of which molecules do not exceed the size of "windows", i.e. normal alkanes (С С 6 ). The additional activation of larger hydrocarbon molecules helps them overcome the potential barrier formed by hydrated exchange cations adsorbed on the inner surface of the particles, and these molecules can also penetrate into the channels of the particles. Another characteristic feature, a pronounced ultrafine particles, is the ease with which an exchange takes place between the cations, which balance the negative charge of the framework of the crystal lattice, and the cations in the surrounding aqueous solution. Also used in the composition of ultrafine particles have strong water-repellent properties, adsorbed on the surface of the rock through the formation of chemical bonds - the processes of hydrophobization of rocks. This increases the adhesive properties of the claimed composition in reservoir conditions and increases the duration and effectiveness of its impact. These characteristics make it possible to selectively act on a water screen that forms in reservoir conditions, namely, to retain water and to pass oil.
Используемые дополнительно в составе ультрадисперсные системы УДС и/или стойкие мицелярные системы и/или стойкие микроэмульсионные системы и/или ультрагелевые системы, важнейшая черта эволюционных процессов которых состоит в том, что они часто приводят к возникновению самоорганизованных структур с различным масштабом упорядочения (нано-, мезо-, микро- и макро-уровень) позволяют более эффективно воздействовать на низкопроницаемые коллектора и нано- объекты пластовой системы нефтяных месторождений, способствуют извлечению остаточных (трудноизвлекаемых) запасов нефти из карбонатных и терригенных коллекторов. А также применение указанные системы, в которых размер частиц дисперсной фазы ненамного превосходит молекулярный раствор, и сшивающего агента, что позволит достичь более полного отмыва пленочно- удерживаемой нефти из порового пространства за счет свойств используемых реагентов: целенаправленного регулирования и воздействия на наносистемы нефтяных пластов, низкого межфазного натяжения менее 1 мН/м., способности разбивать микроэмульсии в порах пласта, и, кроме того, обеспечить возможность использования состава в пластах с различными температурами до 120 °С и водами различного состава и различной минерализации до 271 г/л и более. Used additionally in the composition of the ultradispersed systems are UDS and / or stable mycelial systems and / or resistant microemulsion systems and / or ultragel systems, the most important feature of whose evolutionary processes is that they often lead to the emergence of self-organized structures with different ordering scales (nano-, meso-, micro- and macro-level) make it possible to more effectively influence low-permeability reservoirs and nano-objects of the reservoir system of oil fields, and contribute to the extraction of residual ( hard-to-recover oil reserves from carbonate and terrigenous reservoirs. As well as the use of these systems, in which the particle size of the dispersed phase slightly exceeds the molecular solution, and the cross-linking agent, which will allow to achieve more complete washing of film-retained oil from the pore space due to the properties of the reagents used: targeted regulation and impact on the nanosystems of oil reservoirs, low interfacial tension of less than 1 mN / m, the ability to break microemulsions in the pores of the reservoir, and, moreover, to ensure the possibility of using the composition in layers with different temperatures up to 120 ° C and waters of different composition and different salinity up to 271 g / l and more.
Состав обладет дополнительными эксплуатационными и потребительскими характеристиками в пластовых условиях:  The composition has additional operational and consumer characteristics in reservoir conditions:
1. снижает скорость адсорбции частиц;  1. reduces the rate of adsorption of particles;
2. увеличивает глубину проникновения состава в нефтяной пласт за счет актов самопроизвольного ориентирования наночастиц и изменения фаз на поверхности пород;  2. increases the depth of penetration of the composition into the oil reservoir due to acts of spontaneous orientation of nanoparticles and phase changes on the surface of rocks;
3. снижает межфазное натяжение между нефтью и водой менее 1 мН/м, за счет изменения соотношений «фильной» и «фобной» частей молекул, т.е получение систем с контролируемым узким распределением наночастиц по размеру приведет к увеличению фазовой проницаемости для нефти и увеличению нефтеотдачи пласта.  3. reduces the interfacial tension between oil and water less than 1 mN / m due to a change in the ratios of the “phylum” and “phobic” parts of the molecules, i.e., obtaining systems with a controlled narrow distribution of nanoparticles in size will increase the phase permeability for oil and increase oil recovery.
4. увеличивает стабильность системы в минерализованной воде, за счет ионного обмена между ионами кальция и наночастицами, и модификации коллоидного состояния, вызванного ионными силами, солевым эффектом.  4. increases the stability of the system in saline water, due to ion exchange between calcium ions and nanoparticles, and modification of the colloidal state caused by ionic forces, the salt effect.
Использование заявленного состава позволит использовать новые, ранее не известные свойства и функциональные возможности химических систем при переходе к наномасштабам, определяемых особенностями процессов переноса и распределения зарядов, энергии, массы и конформации при наноструктурировании с целью воздействия на нанообъекты пластовой системы, которая представлена в виде:  The use of the claimed composition will allow the use of new, previously unknown properties and functionality of chemical systems during the transition to nano-scales determined by the features of the transfer processes and the distribution of charges, energy, mass and conformation during nanostructuring in order to influence the nano-objects of the reservoir system, which is presented in the form of:
- наноразмерных каналов нефтеносных пластов; - nanoscale channels of oil-bearing formations;
- линии трехфазного контакта между жидкостью, газом и твердым телом (линия смачивания);  - lines of three-phase contact between a liquid, a gas and a solid (wetting line);
- капель нефти и воды, образующихся в фазовых переходах 1-го рода;  - droplets of oil and water formed in phase transitions of the 1st kind;
- тонкие пленки, слои нефти и воды наноразмерной величины  - thin films, layers of oil and water of nanoscale size
- устойчивые микроэмульсии возникающие в низкопроницаемых пластах и др. - resistant microemulsions arising in low-permeable formations, etc.
Процессы самоорганизации (самопроизвольного ориентирования) - способность частиц образовывать упорядоченные структуры различного характера и масштаба в зависимости от природы жидкой, газообразной фазы и твердого тела продуктивного пласта, в которых участвуют ультрадиспесрные гидрофильные и гидрофобные наночастицы заявленного состава - это постоянная смена молекулярно-поверхностных свойств породы и флюидов нефтяного пласта и образование новой фазы, которая сопровождается выделением энергии из высокоразвитой межфазной поверхности раздела пластов, которая необходима для отрыва пленочной удерживаемой нефти и продвижению глобулярной нефти через суженные поры пород. The processes of self-organization (spontaneous orientation) - the ability of particles to form ordered structures of different nature and scale, depending on the nature of the liquid, gaseous phase and solid productive formation, in which ultradispersive hydrophilic and hydrophobic nanoparticles of the claimed composition are involved - is a constant change in the molecular-surface properties of the rock and fluids of the oil reservoir and the formation of a new phase, which is accompanied by the release of energy from a highly developed interfacial surface section of layers, which is necessary for the separation of film retained oil and the promotion of globular oil through the constricted pores of rocks.
При взаимодействии частиц нового состава с компонентами продуктивного пласта также происходит снижение межфазного натяжения в системе «нефть-вода» до 1 мН/м и менее, которое сопровождается выделением энергии, способной разбивать микроэмульсии в порах пород и продвигать капиллярно удерживаемую нефть через суженные поры пород. Высвобождение значительного избытка энергии из высокоразвитой поверхности раздела фаз продуктивного пласта, т.е. использование энергии упруго сжатых флюидов находящихся в горных породах приведет к эффективному вытеснению остаточной нефти до 30 % и более по сравнению с известными методами.  The interaction of particles of the new composition with components of the reservoir also leads to a decrease in interfacial tension in the oil-water system to 1 mN / m or less, which is accompanied by the release of energy capable of breaking microemulsions in the pores of rocks and promoting capillary-retained oil through narrowed pores of the rocks. The release of a significant excess of energy from the highly developed interface of the productive layer, i.e. The use of the energy of elastically compressed fluids in rocks will lead to the effective displacement of residual oil by up to 30% or more compared to the known methods.
Таким образом, из таблицы 1 и 2 видно, что заявленный состав для повышения нефтеотдачи пластов, путем вытеснения остаточной нефти из обводненных пластов, является более эффективным по сравнению с прототипом и применение заявленного состава является более технологичным и энергосберегающим. При этом заявленное техническое решение позволяет применять его как в терригенных, так и в карбонатных пластах, как добывающих, так и нагнетательных скважин, существенно улучшить показатели фильтрационного сопротивления пласта R и увеличить конечный коэффициент нефтевытеснения пласта, одновременно изолировать высокопроницаемые зоны пласта, увеличить охват пласта воздействием, как по толщине, так и по простиранию, вовлечь низкопроницаемые пропластки в работу, путем применения наноразмерных частиц и наноразмерных систем, более прочной сшивки наноразмерных частиц и их наноразмерных каналов с полиакриламидом, сшиваюшим агентом, породой пласта и пластовыми жидкостями. Состав в пластовых условиях может применяться для повышения нефтеотдачи пластов в широком интервале пластовых температур и минерализации пластовых вод, типичных для месторождений Западной Сибири, Урало- Поволжья, Казахстана и других регионов, значительно сокращает энергетические затраты, затраты времени и труда, применение заявленного состава осуществляется на стандартном оборудование и не требует дополнительных технологических действий по очистке призабойной зоны скважин.  Thus, from table 1 and 2 it can be seen that the claimed composition for enhanced oil recovery, by displacing residual oil from watered formations, is more effective than the prototype and the application of the claimed composition is more technological and energy-saving. At the same time, the claimed technical solution allows it to be used both in terrigenous and carbonate formations, both production and injection wells, to significantly improve the filtration resistance of the reservoir R and increase the final oil displacement coefficient of the reservoir, at the same time isolate the reservoir penetration , both in thickness and in strike, to involve low-permeability interlayers in the work, through the use of nanoscale particles and nanoscale systems, more durable crosslinking of nanosized particles and their nanoscale channels with polyacrylamide, a crosslinking agent, formation rock and formation fluids. The composition in reservoir conditions can be used to enhance oil recovery in a wide range of reservoir temperatures and brine formation typical of fields in Western Siberia, the Ural-Volga region, Kazakhstan and other regions, significantly reducing energy costs, time and labor, the claimed composition is applied to standard equipment and does not require additional technological actions for cleaning the well bottom zone.
Изобретение было раскрыто выше со ссылкой на конкретный вариант его осуществления. Для специалистов могут быть очевидны и иные варианты осуществления изобретения, не меняющие его сущности, как она раскрыта в настоящем описании. Соответственно, изобретение следует считать ограниченным по объему только нижеследующей формулой изобретения. Таблица The invention has been disclosed above with reference to a specific embodiment. Other embodiments of the invention that do not change its essence as disclosed in the present description may be obvious to those skilled in the art. Accordingly, the invention should be considered limited in scope only by the following claims. Table
Figure imgf000018_0001
Figure imgf000018_0001
СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТО METHOD FOR INCREASING OIL RECOVERY
СОСТАВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТ  COMPOSITION FOR IMPROVING OIL RECOVERY
Табли
Figure imgf000019_0001
Tabli
Figure imgf000019_0001
Продолжение таблиц Continuation of the tables
Показатели вторичного Secondary indicators
Характеристики пористой среды заводненияCharacteristics of the porous flooding environment
Тем- Объем Tem- Volume
пера- оследовательность закачки и| Оста- pen-sequence of downloads and | Remains
Ns опыта оторо- Прирост коэф- тура, концентрация реагента к концу точная The Ns of experience is the growth ratio, the concentration of the reagent by the end of the exact
чек, п. о. фициента °С закачки ROCT нефте- вытеснения оторочки насыщ.  check, p. ficient ° C injection ROCT oil displacement rims sat.
нефти, % пласта, % oil,% reservoir,%
Figure imgf000020_0001
Figure imgf000020_0002
Figure imgf000020_0001
Figure imgf000020_0002
Изменение фильтрационных характеристик неоднородных нефтенасыщенных полимиктовых пластов с остаточной водой при фильтрации воды после применения заявленного состава для нагнетательных скважин условиях месторождений Западной Сибири.  Changes in the filtration characteristics of heterogeneous oil-saturated polymictic reservoirs with residual water when water is filtered after applying the claimed composition for injection wells in conditions of fields in Western Siberia.
90  90
2,01 15,9 23,3 2.01 15.9 23.3
120 120
2,64 4,8 28,1
Figure imgf000020_0003
2.64 4.8 28.1
Figure imgf000020_0003
Продолжение таблиц Continuation of the tables
Figure imgf000021_0001
Figure imgf000021_0001
Изменение фильтрационных характеристик неоднородных водонасыщенных карбонатных пластов с остаточной нефтью при The change in filtration characteristics of heterogeneous water-saturated carbonate reservoirs with residual oil during
30 thirty
4,53 13,4 31 ,6
Figure imgf000021_0002
4.53 13.4 31, 6
Figure imgf000021_0002
Изменение фильтрационных характеристик неоднородных водонасыщенных терригенных пластов с остаточной нефтью при  The change in filtration characteristics of heterogeneous water-saturated terrigenous reservoirs with residual oil during
Figure imgf000021_0003
Figure imgf000021_0003
Продолжение таблиц Continuation of the tables
Figure imgf000022_0001
Figure imgf000022_0001
Продолжение таблиц Continuation of the tables
Figure imgf000023_0001
Figure imgf000023_0001

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ CLAIM
1. Способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий закачивание в пласт скважины по крайней мере одного цикла оторочки с буферной жидкостью, включающий компоненты состава, содержащего полимер акриламида, ультрадисперсные кремний содержащие твердые частицы, сшивающий агент в виде солей поливалентных металлов и воду, или по крайней мере одного цикла последовательно-чередующих оторочек с буферной жидкостью, включающие компоненты из вышеуказанного состава, при этом последовательно-чередующие оторочки выполнены в виде следующих последовательно закачиваемых оторочек: водный раствор полимера акриламида, водный раствор солей поливалентных металлов и водная суспензия ультрадисперсных кремний содержащих твердых частиц.  1. A method of enhanced oil recovery, including pumping a well into the reservoir at least one cycle of rims with a buffer fluid, including components of the composition containing acrylamide polymer, ultrafine silicon containing solid particles, a crosslinking agent in the form of polyvalent metal salts and water, or at least one cycle of consecutive alternating rims with a buffer liquid, including components from the above composition, while the successive alternating rims are made in the following sequence Tel'nykh injected slugs: aqueous acrylamide polymer solution, an aqueous polyvalent metal salt solution and the aqueous slurry of ultrafine silicon containing solids.
2. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что состав дополнительно содержит ультрадисперсные системы с самоорганизованной наносистемой и/или стойкие мицелярные системы, и/или стойкие микроэмульсионные системы, и/или ультрагелевые системы.  2. The method according to p. 1, characterized in that the composition additionally contains ultrafine systems with self-organized nanosystem and / or resistant micellar systems, and / or resistant microemulsion systems, and / or ultragel systems.
3. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что дополнительно закачивают оторочку содержащую ультрадисперсные системы с самоорганизованной наносистемой и/или стойкие мицелярные системы, и/или стойкие микроэмульсионные системы, и/или ультрагелевые системы.  3. The method according to p. 1, characterized in that it additionally inject a rim containing ultrafine systems with self-organized nanosystem and / or resistant micelle systems, and / or resistant microemulsion systems, and / or ultragel systems.
4. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что в качестве буферной жидкости используют пресную воду из водоемов, техническую воду, воду Для заводнения нефтяных пластов, минерализованную воду, в том числе и морскую, или нефть.  4. The method according to p. 1, characterized in that as a buffer liquid using fresh water from reservoirs, process water, water for flooding of oil reservoirs, saline water, including sea, or oil.
5. Состав для повышения нефтеотдачи пластов для осуществления способа по п. 1 , содержащий полимер акриламида, ультрадисперсные кремний содержащие твердые частицы, сшивающий агент в виде солей поливалентных металлов и воду, при следующем соотношении компонентов в мае. %:  5. Composition for enhanced oil recovery for implementing the method according to claim 1, containing acrylamide polymer, ultrafine silicon containing solid particles, a crosslinking agent in the form of salts of polyvalent metals and water, in the following ratio of components in May. %:
полимер акриламида - 0,005-3,0;  acrylamide polymer - 0.005-3.0;
ультрадисперсные кремний содержащие твердые частицы - 0,5-5,0;  ultrafine silicon containing solid particles - 0.5-5.0;
соли поливалентных металлов - 0,0005-3,0;  salts of polyvalent metals - 0.0005-3.0;
вода - остальное.  water - the rest.
6. Состав по п. 1 , отличающийся тем, что дополнительно содержит ультрадисперсные системы с самоорганизованной наносистемой и/или стойкие мицелярные системы, и/или стойкие микроэмульсионные системы, и/или ультрагелевые системы, при соотношении объемов состава по п.5 и по крайней мере одной из перечисленных систем равном 1 : (0,0005-0,3).  6. The composition according to claim 1, characterized in that it further comprises ultradispersed systems with self-organized nanosystem and / or resistant micelle systems, and / or resistant microemulsion systems, and / or ultragel systems, with a ratio of the volumes of the composition according to claim 5 and at least measure one of the following systems equal to 1: (0.0005-0.3).
PCT/RU2017/000631 2017-08-30 2017-08-30 Method for enhanced oil recovery from reservoirs and composition for enhanced oil recovery from formations WO2019045588A1 (en)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EA201700440A EA201700440A1 (en) 2017-08-30 2017-08-30 METHOD FOR INCREASING OIL RECOVERY AND STRUCTURE TO IMPROVE OIL RECOVERY
PCT/RU2017/000631 WO2019045588A1 (en) 2017-08-30 2017-08-30 Method for enhanced oil recovery from reservoirs and composition for enhanced oil recovery from formations

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2017/000631 WO2019045588A1 (en) 2017-08-30 2017-08-30 Method for enhanced oil recovery from reservoirs and composition for enhanced oil recovery from formations

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2019045588A1 true WO2019045588A1 (en) 2019-03-07

Family

ID=65527605

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2017/000631 WO2019045588A1 (en) 2017-08-30 2017-08-30 Method for enhanced oil recovery from reservoirs and composition for enhanced oil recovery from formations

Country Status (2)

Country Link
EA (1) EA201700440A1 (en)
WO (1) WO2019045588A1 (en)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2339803C2 (en) * 2006-12-08 2008-11-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for equalizing of intake capacity profile in pressure wells and of limiting inflow in producing wells
RU2528183C1 (en) * 2013-07-02 2014-09-10 Газизов Айдар Алмазович Method of oil pool development
RU2562634C2 (en) * 2013-12-24 2015-09-10 Айдар Алмазович Газизов Reservoir recovery improvement method
RU2627502C1 (en) * 2016-02-12 2017-08-08 Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" Development method of non-homogeneous oil formation with use of polymer-dispersed composition

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2339803C2 (en) * 2006-12-08 2008-11-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for equalizing of intake capacity profile in pressure wells and of limiting inflow in producing wells
RU2528183C1 (en) * 2013-07-02 2014-09-10 Газизов Айдар Алмазович Method of oil pool development
RU2562634C2 (en) * 2013-12-24 2015-09-10 Айдар Алмазович Газизов Reservoir recovery improvement method
RU2627502C1 (en) * 2016-02-12 2017-08-08 Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" Development method of non-homogeneous oil formation with use of polymer-dispersed composition

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
"Publichnyi analiticheskii doklad po napravleniiu nauchno-tekhnologicheskogo razvitiia «Novye tekhnologii dobychi i ispolzovaniya uglevodorodnogo syria»", NEKOMMERCHESKOE PARTNERSTVO «RAZVITIYA INNOVATSII TOPLIVNO -ENERGETICHESKOGO KOMPLEKSA «NATSIONALNYI INSTITUT NEFTI I GAZA», 2014, pages 135 - 138 *
BOGDANOVA IU.G. ET AL.: "Vliyanie khimicheskoi prirody komponentov na smachivaiushchee deistvie rastvorov smesei poverkhnostno- aktivnykh veshchestv", vol. 45, no. 3, 2004, pages 186 - 194 *

Also Published As

Publication number Publication date
EA201700440A1 (en) 2019-03-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Katende et al. A critical review of low salinity water flooding: Mechanism, laboratory and field application
US8841240B2 (en) Enhancing drag reduction properties of slick water systems
CA3005976C (en) Weak gel system for chemical enhanced oil recovery
CA2870904C (en) Biodegradable activators to gel silica sol for blocking permeability
US4447342A (en) Method of clay stabilization in enhanced oil recovery
CN102395645A (en) Aqueous displacement fluid injection for enhancing oil recovery from an oil bearing formation
CN102356141A (en) Aqueous displacement fluid injection for enhancing oil recovery from a limestone or dolomite formation
WO2016144641A1 (en) Cement slurry compositions, methods of making, and methods of use
US4095651A (en) Process for selectively plugging areas in the vicinity of oil or gas producing wells in order to reduce water penetration
US4060490A (en) Composition and method for enhanced oil recovery utilizing aqueous polyacrylamide solutions
RU2597593C1 (en) Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells
WO2019045588A1 (en) Method for enhanced oil recovery from reservoirs and composition for enhanced oil recovery from formations
EA040245B1 (en) METHOD FOR INCREASING OIL RECOVERY OF FORMATIONS AND COMPOSITION FOR INCREASING OIL RECOVERY OF FORMATIONS
RU2252238C1 (en) Foam forming composition for productive stratum perforation
RU2211317C1 (en) Method of stimulation of oil pool with nonuniform reservoirs
WO2016084032A1 (en) Formulations of colloidal dispersion gels and surfactants for the improved recovery of petroleum and method of obtaining these formulations
RU2322582C2 (en) Method for non-uniform oil reservoir development
US8794327B2 (en) Enhanced oil recovery method using associative polymers
Guzmán-Lucero et al. Water control with gels based on synthetic polymers under extreme conditions in oil wells
Elgibaly et al. Visco-Elastic Surfactant Improves Sweep Efficiency and Interfacial Tension in Chemical Flooding
RU2138629C1 (en) Oil production method
US20240026207A1 (en) Foamed gel system for water shut off in subterranean zones
RU2770192C1 (en) Acid composition for treatment of the bottomhole zone of a high-temperature carbonate reservoir
RU2191894C1 (en) Method of oil formation development control
Wesson et al. Next Generation Surfactants for Improved Chemical Flooding Technology

Legal Events

Date Code Title Description
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 201700440

Country of ref document: EA

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 17923734

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

32PN Ep: public notification in the ep bulletin as address of the adressee cannot be established

Free format text: NOTING OF LOSS OF RIGHTS PURSUANT TO RULE 112(1) EPC (EPO FORM 1205A DATED 31/08/2020)

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 17923734

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1