Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: ..составы, используемые в комбинации с генерируемым теплом, например паровыми инъекциями – C09K 8/592

Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки и безопасности процесса. Термогазохимический состав для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта получают последовательной закачкой в скважину горюче-окислительного состава ГОС и инициатора реакции. Горюче-окислительный бинарный состав стабильный БСС содержит, мас.%: аммиачную селитру 15-50, нитрит натрия 15-40, стабилизатор 0-2, эмульгатор 0,1-2, нефть 10-25, воду остальное. Инициатор реакции для БСС представляет собой 15-37%-ный раствор неорганической кислоты. Горюче-окислительный бинарный состав вязкий БСВ содержит, мас.%: аммиачную селитру 15-50, нитрит натрия 15-40, стабилизатор 0-2, загуститель 0,1-0,5, воду остальное. Инициатор реакции для БСВ представляет собой 15-100%-ный раствор или эмульсию органической кислоты в углеводородной среде. Способ обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта эксплуатационных скважин включает закачку в пласт ГОС, закачку в пласт буферной жидкости, закачку в пласт инициатора реакции, соответствующего закаченному ГОС, закачку продавочной жидкости. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием тепла на поздней стадии разработки. Технический результат - повышение эффективности паротеплового воздействия при извлечении остаточной нефти за счет использования тепла, аккумулированного в паровой камере, после прекращения закачки пара. В способе разработки месторождения высоковязкой нефти, включающем закачку пара в нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину после достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности и отмены закачки пара, определяют концентрацию гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде. Закачивают попутно добываемую воду с концентрацией гидрокарбонат-ионов не менее 3 г/л. При концентрации гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде менее 3 г/л при температуре в паровой камере выше 100°С в попутно добываемую воду дополнительно вводят карбамид. После снижения температуры в паровой камере ниже 100°С в попутно добываемую воду вводят карбонат натрия или аммония или гидрокарбонат натрия или калия, разлагающиеся с выделением углекислого газа под действием тепла, аккумулированного в паровой камере. 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности парогравитационного воздействия и нефтеотдачи пласта. В способе разработки залежей сверхвязких нефтей, включающем закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную скважину с поддержанием температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода пар - углеводородный растворитель и последующий отбор продукции из добывающей скважины, закачкой углеводородного растворителя закачивают 20-40%-ный водный раствор карбамида из расчета 12-15 т на 100 м горизонтального ствола скважины в пропорции к пару 8:1. Затем закачивают пар до восстановления температуры в пласте не менее 150°С. Далее закачивают пар с углеводородным растворителем. Объем углеводородного растворителя выбирают исходя из формулы:

где m - коэффициент пористости, д. ед.; L - длина работающей части пласта (выделенная на основе данных геофизических исследований (ГИС), м; Н - высота паровой камеры, м. После закачки углеводородного растворителя с паром переходят на закачку пара, пока дебит в добывающей скважине не снизится до значения, предшествующего началу обработки залежи раствором карбамида и углеводородным растворителем с паром в данной скважине, после чего обработку залежи периодически повторяют, пока прирост дебита в добывающей скважине не будет меньше на 10% от значения, предшествующего началу обработки залежи. 1 ил.

Группа изобретений относится к способу и системе разделения газов с помощью жидкости, используемых для добычи нефти. Обеспечивает повышение эффективности способа и повышения надежности работы системы. Сущность изобретений: способ включает обеспечение потока газа, по меньшей мере одного, желательного для нефтеотдачи подземного пласта; обеспечение потока газа, по меньшей мере одного, нежелательного для нефтеотдачи подземного пласта; обеспечение взаимодействия газовых потоков с жидкостью-растворителем, включающим сероуглерод и/или его производные, с возможностью поглощения жидкостью-растворителем желательного газа в 2-20 раз больше, чем нежелательного газа; закачку смеси газа с жидкостью в подземный пласт для обеспечения смешивающегося или несмешивающегося вытеснения нефти в этом пласте. 3 н. и 29 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти при тепловом воздействии на пласт. Технический результат - увеличение эффективности паротеплового воздействия на пласт высоковязкой нефти. В способе разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающем закачку чередующимися оторочками раствора реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара, в качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через паронагнетательную скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки всего указанного раствора осуществляют закачку воды в объеме, превышающем на 2 м³ объем насосно-компрессорных труб, затем пара, при этом указанный раствор дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый, комплексное поверхностно-активное вещество - ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ - АФ9-12 или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола, или NPS-6 при следующем соотношении компонентов, мас.%: карбамид 15,0-40,0, аммиачная селитра 8,0-20,0, аммоний роданистый 0,1-0,5, Нефтенол ВВД 1,0-5,0, вода остальное или карбамид 15,0-40,0, аммиачная селитра 8,0-20,0, аммоний роданистый 0,1-0,5, неионогенное ПАВ 1,0-2,0, анионактивное ПАВ 0,5-1,0, вода остальное, а по другому варианту - в качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через пароциклическую добывающую скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки последней оторочки пара осуществляют закачку оторочки нефти, выдерживают указанную скважину для пропитки, затем пускают в эксплуатацию, при этом указанный раствор дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый, комплексное ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ - АФ9-12 или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола, или NPS-6 при следующих соотношениях, мас.%: карбамид 15,0-40,0, аммиачная селитра 8,0-20,0, аммоний роданистый 0,1-0,5, Нефтенол ВВД 1,0-5,0, вода остальное или карбамид 15,0-40,0, аммиачная селитра 8,0-20,0, аммоний роданистый 0,1-0,5, неионогенное ПАВ 1,0-2,0, анионактивное ПАВ 0,5-1,0, вода остальное. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.