Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений
Кувшинов Владимир Александрович
14 сентября 2018
261
Предметная область | — |
Отрасли по ОКВЭД | — |
Страна, регион, город | Российская Федерация, Томская область, Томск |
Отличия от конкурентов | — |
Вид документа об охране ИС | изобретение |
Номер документа ИС | 2614827 |
Дата регистрации документа ИС | 2017-03-29 |
Необходимые инвестиции для внедрения | договорная |
Сроки внедрения | — |
Стоимость предоставления технологии | договорная |
Наличие экспертного заключения | Нет |
Польза для потенциального потребителя
Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат – снижение обводненности и повышение нефтеотдачи в пластах с очень горячими зонами. Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений, имеющих по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну добывающую скважину, включающий по меньшей мере следующие стадии: закачку пара по меньшей мере в одну нагнетательную скважину и отбор нефти по меньшей мере через одну добывающую скважину, причем температура нагнетательной скважины по завершении стадии составляет от 90 до 320°С, блокирование высокопроницаемых зон нефтяного месторождения в области между указанной по меньшей мере одной нагнетательной скважиной и указанной по меньшей мере одной добывающей скважиной путем закачки через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину содержащих воду и химические компоненты водных составов, которые после закачки в месторождение способны образовать гели под действием температуры месторождения, продолжение добычи нефти через указанную по меньшей мере одну добывающую скважину. Стадию проводят путем раздельной последовательной закачки в месторождение соответственно по меньшей мере кислого состава F1, содержащего по меньшей мере воду, а также водорастворимую соль алюминия (III) и/или частично гидролизованную соль алюминия (III) в количестве от 3 до 30 мас.% (относительно безводных соединений алюминия) в пересчете на сумму всех компонентов состава, и состава F2, содержащего по меньшей мере воду и по меньшей мере один водорастворимый активатор в количестве от 3 до 60 мас.% в пересчете на сумму всех компонентов состава, который при нагревании до температуры выше 50°С способствует повышению показателя рН и является соединением, выбранным из группы, включающей мочевину и водорастворимые замещенные мочевины, при условии, что температуры закачиваемых составов F1 и F2 перед закачкой составляют менее чем 40°С. Указанные составы после закачки в нефтяной пласт смешиваются друг с другом и в результате нагревания, обусловленного теплотой месторождения, образуют вязкие гели.