способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента - воды и полимердисперсной системы с модифицирующими химреагентами, отличающийся тем, что анализируют состояние разработки месторождения по текущему коэффициенту нефтеотдачи и обводненности продукции и при обводненности продукции в среднем по участку до 90% и приемистости нагнетательных скважин до 250 м³ /сут совместно с полимердисперсной системой в качестве модифицирующих химреагентов закачивают водные растворы поверхностно-активных веществ - ПАВ или композиций ПАВ, при обводненности продукции в среднем по участку от 70% до 95% и приемистости нагнетательных скважин от 250 м³/сут до 350 м³/сут совместно с полимердисперсной системой закачивают в качестве модифицирующих химреагентов водные растворы солей многовалентных металлов, при обводненности продукции в среднем по участку от 70% до 99% и приемистости нагнетательных скважин более 350 м³/сут совместно с полимердисперсной системой в качестве модифицирующих химреагентов закачивают водные растворы сшивающих агентов, при этом водные растворы химреагентов закачивают с плотностью не менее чем на 10% выше плотности закачиваемой воды и в виде их отдельных оторочек, в виде их смеси с компонентами полимердисперсной системы и с буферным объемом воды между компонентами полимердисперсной системы.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи.

Известен способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами, включающий последовательную закачку через нагнетательные скважины водного раствора полиакриламида и полимердисперсной системы (ПДС), содержащих едкий натр, оторочками в объеме 50-200 м³ каждая до снижения приемистости нагнетательной скважины на величину не более 50% и отбор нефти через добывающие скважины (Патент РФ № 2044872, опубл. 27.09.1995).

Известный способ зачастую бывает невоспроизводим, т.к. при закачке 50 м³ ПДС возможно снижение приемистости на величину более 50%. Кроме того, создание за счет едкого натра подвижной ПДС способствует быстрому снижению эффективности обработки и приводит к необходимости частого проведения повторных закачек.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, согласно которому ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и ПДС. Перед второй и последующими закачками ПДС определяют приемистость нагнетательной скважины и сравнивают с приемистостью этой нагнетательной скважины перед первой закачкой ПДС, при возрастании приемистости скважины на 50-100% проводят повторную закачку ПДС до достижения приемистости скважины, равной 50-100% приемистости скважины после первой закачки ПДС. При повторной закачке ПДС используют модифицированную ПДС (Патент РФ № 2164593, опубл. 27.03.2001 - прототип).

Недостатком прототипа является невысокая воспроизводимость результатов разработки по достигаемой нефтеотдаче залежи, возникающей вследствие применения ПДС без учета свойств залежи и без подбора качественного и количественного состава ПДС применительно к конкретной залежи. Все это снижает эффективность применения ПДС и нефтеотдачу залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности действия ПДС и, таким образом, повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы с модифицирующими химреагентами, согласно изобретению анализируют состояние разработки месторождения по текущему коэффициенту нефтеотдачи и обводненности продукции и выделяют участки нагнетательных скважин с реагирующими добывающими скважинами и при обводненности продукции в среднем по участку до 90% и приемистости нагнетательных скважин до 250 м³/сут совместно с полимердисперсной системой в качестве модифицирующих химреагентов закачивают водные растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ) или композиций ПАВ, при обводненности продукции в среднем по участку от 70% до 95% и приемистости нагнетательных скважин от 250 м³/сут до 350 м³/сут совместно с полимердисперсной системой в качестве модифицирующих химреагентов закачивают водные растворы солей многовалентных металлов, при обводненности продукции в среднем по участку от 70% до 99% и приемистости нагнетательных скважин более 350 м³/сут совместно с полимердисперсной системой в качестве модифицирующих химреагентов закачивают водные растворы сшивающих агентов, а в качестве ПДС используют модифицированную ПДС; при наличии подошвенных вод обрабатываемого продуктивного пласта совместно с полимердисперсной системой закачивают водные растворы химреагентов с плотностью не менее чем на 10% выше плотности закачиваемых вод, при этом модифицирующие химреагенты закачивают в виде отдельных оторочек реагентов до и/или после закачивания полимердисперсной системы, и/или в смеси с компонентами, и/или с одним компонентом полимердисперсной системы, и/или с буферным объемом воды.

Сущность изобретения

При разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи возникает необходимость повышения степени охвата залежи воздействием рабочего агента, закачиваемого через нагнетательные скважины. Закачиваемые поочередно с рабочим агентам ПДС зачастую оказывают слабое воздействие и приводят к минимальному снижению обводненности добываемой продукции, незначительному повышению нефтеотдачи залежи. Наблюдается невысокая воспроизводимость результатов разработки по достигаемой нефтеотдаче залежи. Это является следствием применения ПДС без учета свойств залежи и без подбора качественного и количественного состава ПДС применительно к конкретной залежи. Все это снижает эффективность применения ПДС и нефтеотдачу залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности действия ПДС и, таким образом, повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяного месторождения ведут отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и ПДС. Анализируют состояние разработки месторождения по текущему коэффициенту нефтеотдачи и обводненности продукции, выделяют участки залежи с различной обводненностью и приемистостью нагнетательных скважин, при обводненности продукции в среднем по участку до 90% и приемистости нагнетательных скважин до 250 м³/сут совместно с полимердисперсной системой в качестве модифицирующих химреагентов закачивают водные растворы ПАВ или композиции ПАВ, при обводненности продукции в среднем по участку от 70% до 95% и приемистости нагнетательных скважин от 250 м³/сут до 350 м³/сут через нагнетательные скважины совместно с полимердисперсной системой закачивают водные растворы солей многовалентных металлов, при обводненности продукции в среднем по участку от 70% до 99% и приемистости нагнетательных скважин более 350 м³/сут совместно с полимердисперсной системой закачивают водные растворы сшивающих агентов, а в качестве ПДС используют модифицированную ПДС, при наличии подошвенных вод обрабатываемого продуктивного пласта совместно с полимердисперсной системой закачивают водные растворы химреагентов с плотностью не менее чем на 10% выше плотности закачиваемых вод, при этом модифицирующие химреагенты закачивают в виде отдельных оторочек реагентов до и/или после закачивания полимердисперсной системы, и/или в смеси с компонентами, и/или с одним компонентом полимердисперсной системы, и/или с буферным объемом воды.

Заявленные параметры залежи выбраны исходя из следующих соображений.

При обводненности продукции в среднем по участку до 90% и приемистости нагнетательных скважин до 250 м³ /сут через нагнетательные скважины совместно с полимердисперсными системами закачивают водные растворы ПАВ или композиций ПАВ.

Необходимость применения ПАВ совместно с полимердисперсными системами связана с тем, что в процессе разработки месторождений с применением заводнения формируются остаточные запасы нефти двух типов.

Остаточная нефть первого типа формируется в виде защемленных капель и в виде пленочной нефти в промытых водой зонах продуктивного пласта и имеет большее содержание тяжелых компонентов (смол, асфальтенов), чем исходная нефть. Уменьшить количество пленочной нефти возможно путем совместного применения реагентов - ПАВ и ПДС, улучшающих смачиваемость породы вытесняющей водой. Для вытеснения капиллярно защемленной нефти необходимо преодолеть капиллярные силы, удерживающие нефть, что также достигается путем совместного использования ПАВ и композиций на их основе и ПДС. В качестве ПАВ могут быть применены как индивидуальные ПАВ (неонолы, катионоактивные ПАВ, нефтяные сульфонаты и др.), так и их композиции или составы их включающие (мицеллярные растворы, реагент ULTRAFLO и др.).

Образование остаточной нефти второго типа связано с неравномерным вытеснением нефти из неоднородного коллектора, что приводит к образованию целиков нефти в плохо дренированных, застойных зонах, линзах и пропластках с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами. По своему составу и свойствам остаточная нефть второго типа мало отличается от исходной нефти месторождения. Для увеличения степени охвата пластов заводнением применяют потокоотклоняющие технологии, в частности полимердисперсные системы, которые позволяют более эффективно использовать нефтевытесняющие свойства закачиваемых вод.

Наиболее эффективно сочетание потокоотклоняющих и нефтевытесняющих технологий, что позволяет оказать воздействие одновременно на оба типа остаточной нефти. ПДС с ПАВ используют в следующих вариантах:

1 вариант - последовательная закачка ПДС и ПАВ;

2 вариант - закачка одного или (и) обоих компонентов ПДС в смеси с ПАВ;

3 вариант - введение ПАВ в буферный объем воды, закачиваемой между циклами ПДС;

4 вариант - сочетание вышеуказанных вариантов.

При осуществлении технологии по 1 варианту в результате закачивания ПДС увеличивается степень охвата пластов заводнением, а последующая закачка ПАВ улучшает отмыв нефти. Результаты лабораторных исследований и моделирования пластовых процессов показали, что ПАВ наиболее технологично и экономически более выгодно применять на более ранних стадиях разработки месторождений, когда заводненные пласты промыты не до крайней степени. В качестве такого критерия была принята обводненность продукции в целом по опытным участкам нагнетательных скважин не более 80%. При дальнейшем увеличении обводненности продукции свойства остаточной нефти первого типа (пленочная и капиллярно удерживаемая нефть) ухудшаются (повышается вызкость, уменьшается ее количество и т.д.) и затраты на закачку ПАВ не окупаются дополнительно добытой нефтью.

При осуществлении технологии по 2 и 3 вариантам ПАВ вводят в один и (или) оба компонента ПДС - в раствор ПАА или глинистой суспензии, а также в буферный объем воды, что не только улучшает нефтевытесняющие свойства закачиваемых реагентов, но и положительно влияет на свойства компонентов ПДС. При добавлении ПАВ в глинистую суспензию улучшаются реологические и механические характеристики глинистой суспензии, увеличивается степень ее набухания, возрастает коэффициент пластичности в 1,35-2,75 раза, за счет чего увеличивается глубина проникновения в пласт. За счет увеличения степени набухания глинопорошка в присутствии ПАВ закачивание ПДС с введением ПАВ в глинистую суспензию возможно проводить в скважины с более низкой приемистостью.

При обводненности продукции в среднем по участку от 70% до 95% и приемистости нагнетательных скважин от 250 м³/сут до 350 м³/сут совместное использование ПДС и ПАВ становится менее эффективным. В этом случае через нагнетательные скважины совместно с полимердисперсными системами закачивают водные растворы солей двух- и (или) многовалентных металлов. Необходимость применения водных растворы солей многовалентных металлов совместно с ПДС вызвана высоким обводнением продуктивных пластов и образованием в продуктивных пластах промытых водой интервалов пласта с низким фильтрационным сопротивлением, что требует создания водоизоляционного экрана для снижения их гидропроводности. В качестве водных растворов солей металлов применяют водорастворимые соли кальция (хлорид кальция), магния, алюминия, железа, меди (сульфат, хлорид и т.д.) и составы их содержащие - алюмохлорид-A, аква-аурат и др.

Механизм действия водных растворов солей двух- и многовалентных металлов заключается в следующем. В процессе закачивания в продуктивные пласты компоненты ПДС-ПАА и водные суспензии дисперсных частиц образуют полимердисперсные комплексы, по размерам превосходящие размеры исходных дисперсных частиц в 3-10 раз и более. Соли металлов закачивают в виде водных растворов, в которых происходит их гидролиз. В пластовых условиях при разбавлении закачиваемыми и пластовыми водами ионы двух и (или) многовалентных металлов находятся в различных гидратированных формах, что позволяет им координироваться с боковыми функциональными группами макромолекул ПАА. В результате происходит сшивка макромолекул ПАА и повышение их вязкоупругих свойств.

При обводненности продукции в среднем по участку от 70% до 99% и приемистости нагнетательных скважин более 350 м³/сут достигаемой сшивки оказывается недостаточно для повышения нефтеотдачи. В этом случае через нагнетательные скважины совместно с полимердисперсными системами закачивают водные растворы сшивающих агентов. На поздней стадии разработки месторождений в результате неравномерного продвижения фронта вытеснения и прорыва закачиваемой воды в добывающие скважины по отдельным высокопроницаемым интервалам пласта образуются промытые зоны с низким фильтрационным сопротивлением. При высокой приемистости нагнетательных скважин более 350 м³/сут и обводненности добываемой продукции от 70% до 99% требуется применение водоизолирующей массы, устойчивой к размыву, способной создавать высокие значения фактора сопротивления, а ее объем должен быть достаточен для образования водоизоляционного экрана достаточной протяженности, чтобы закачиваемая вода не могла быстро обойти его. По своим характеристикам наиболее полно отвечают полимердисперсные системы, закачиваемые совместно со сшивающими реагентами. В качестве сшивающих агентов применяют хромовые квасцы, бихромат калия или натрия, реагент АМГ, ацетат хрома, соли трехвалентного металла, хлористый титан и т.д., способные необратимо образовывать в полимере поперечные связи. Механизм действия сшивающих агентов базируется на сшивании макромолекул полиакриламида (ПАА) реагентом-сшивателем (ацетат хрома, хромкалиевые квасцы, бихромат калия и др.) в пространственную структуру, что позволяет значительно улучшить реологические свойства состава и повысить термическую стабильность ПАА. При закачке сшивающий агент внедряется в частички ПАА и глины. Закачиваемые или находящиеся в пласте частицы глинистой суспензии также взаимодействуют со свободными функциональными группами ПАА. Происходит процесс флокуляции и сшивки с образованием сшитой полимердисперсной системы в высокопроницаемых зонах пласта, что приводит к перераспределению фильтрационных потоков, и последующее нагнетание воды способствует извлечению нефти из низкопроницаемых зон пласта. Закачка сшивающего агента с буферным объемом воды модифицирует поверхность пористой среды, что способствует более полному взаимодействию всей системы.

Технология воздействия на пласт заключается в закачке заданного объема водного раствора ПАА и глинистой суспензии в смеси со сшивателем определенной концентрации в нагнетательные скважины и его продавке оторочкой воды.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают неоднородное многопластовое многоэлементное нефтяное месторождение. Выполняют отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента. Анализируют состояние разработки месторождения по обводненности продукции и приемистости нагнетательных скважин. Выделяют участок залежи с обводненностью продукции в среднем по участку до 90% и с приемистостью нагнетательных скважин до 250 м³/сут. Залежь имеет следующие характеристики: мощность залежи 10 м, глубина водонефтяного контакта 1800 м, пластовое давление 10 МПа, пластовая температура 35°C, пористость в пределах от 5 до 30%, размер пор составляет 0,0002...0,5 мм и более, проницаемость 250 мкм², нефтенасыщенность 0,7, неоднородность 0,5, вязкость нефти в пластовых условиях 7,0 мПа·с, плотность нефти 0,84 г/см³, минерализация пластовой воды 260 г/л. Залежь разрабатывают заводнением. Закачивают рабочий агент - пластовую воду плотностью 1,10 г/см³ через 3 нагнетательные скважины и отбирают продукцию - водонефтяную эмульсию - через 6 добывающих скважин.

Текущий коэффициент нефтеотдачи залежи составляет 0,53.

Работы проводят на нагнетательной скважине № 1. Через нагнетательную скважину совместно с полимердисперсными системами закачивают водный раствор ПАВ в виде отдельной оторочки. Первоначально циклически закачивают компоненты МПДС -водный раствор ПАА и глинистую суспензию (4 цикла), один цикл ПДС включает закачку реагентов в следующей последовательности:

- 100 м³ 0,1% водного раствора ПАА марки Праестол-2540 (ТУ 2216-001-40910172-98);

- 6 м³ буферного объема воды;

- 100 м³ 4% глинистой суспензии марки ПБМВ (ТУ 39-0147001-105-93 с изм. № 1-6);

- 6 м³ буферного объема воды.

После закачки всего объема ПДС закачивают водный раствор ПАВ - реагент ULTRAFLO по ТУ 2458 -019-87869324-2011 концентрацией 15% масс., объемом 20 м³. Вода для приготовления растворов реагентов, буферная вода и вода для продавки реагентов в пласт используется из системы ППД.

В результате коэффициент нефтеотдачи залежи составил 0,68. Применение способа-прототипа позволило достичь коэффициента нефтеотдачи 0,56.

Пример 2. Выполняют как пример 1.

Выделяют участок залежи с обводненностью продукции в среднем по участку до 90% и приемистостью нагнетательных скважин до 250 м³/сут. Работы проводят на нагнетательной скважине № 2. Через нагнетательную скважину совместно с полимердисперсными системами закачивают водный раствор ПАВ в смеси с глинистой суспензией. МПДС закачивают в виде 3 циклов, каждый из которых включает:

- 100 м³ 0,1% водного раствора ПАА марки ДР-9-8177;

- 7 м³ буферного объема воды;

- 100 м³ 4% глинистой суспензии с добавкой ПАВ - 0,05% водного раствора неонола АФ 9-12;

- 7 м³ буферного объема воды.

Закачанные реагенты продавливают в пласт водой объемом 30 м³. Вода для приготовления растворов реагентов, буферная вода и вода для продавки реагентов в пласт используется из системы ППД.

В результате коэффициент нефтеотдачи залежи составил 0,48. Применение способа-прототипа позволило достичь коэффициента нефтеотдачи 0,36.

Пример 3. Выполняют как пример 1.

Выделяют участок залежи с обводненностью продукции в среднем по участку до 90% и приемистости нагнетательных скважин до 250 м³/сут. Работы проводят на нагнетательной скважине № 3. Через нагнетательную скважину совместно с полимердисперсными системами закачивают водный раствор ПАВ путем добавления в раствор ПАА и дополнительно в виде отдельной оторочки. МПДС закачивают в виде 5 циклов, каждый из которых включает закачку

- 100 м³ 0,12% водного раствора ПАА марки ДKS-ORPF-40NT с добавлением 0,5% композиции ПАВ (состав композиции - 5% нефтяного сульфоната, 4,5% изопропилового спирта, остальное - закачиваемая вода);

- 7 м³ буферного объема воды;

- 100 м³ 2% глинистой суспензии;

- 7 м³ буферного объема воды.

Вода для приготовления растворов реагентов и буферная вода используется из системы ППД. После закачки всего объема МПДС закачивают водный раствор композиции ПАВ (состав композиции - 5% нефтяного сульфоната, 4,5% изопропилового спирта, остальное - закачиваемая вода) концентрацией 2,5% масс., объемом 100 м³. Закачанные реагенты продавливают в пласт водой объемом 30 м³.

В результате коэффициент нефтеотдачи залежи составил 52%. Применение способа-прототипа позволило достичь коэффициента нефтеотдачи 34%.

Пример 4. Выполняют как пример 1.

Выделяют участок залежи с обводненностью продукции в среднем по участку от 70% до 95% и приемистости нагнетательных скважин от 250 м³ /сут до 350 м³/сут. Через нагнетательную скважину № 4 совместно с полимердисперсными системами закачивают водные растворы солей многовалентных металлов - реагент Алюмохлорид-A марка A (ТУ 2151-002-42129794-2001). Технологический процесс закачивания МПДС с алюмохлоридом-A осуществляют в следующей последовательности:

а) закачивают алюмохлорид-A в товарной форме плотностью 1,21 г/см³ объемом 30 м³ из расчета 3 м ³ на 1 м перфорированной толщины пласта;

б) закачивают буферный объем воды объемом 10 м³;

в) циклически (6 циклов) закачиваются 0,12% водный раствор ПАА марки Праестол-2530 (ТУ 2216-001-40910172-98) объемом 50 м³ и 50 м³ 6% суспензии глинопорошка марки ПБМ (ТУ 39-0147001-105-93 с изм. № 1-6) с буферным объемом воды между ними 6 м³ ;

г) реагенты продавливают в пласт водой объемом 30 м³.

Вода для приготовления растворов реагентов и буферная вода используется из системы ППД.

В результате коэффициент нефтеотдачи залежи составил 50%. Применение способа-прототипа позволило достичь коэффициента нефтеотдачи 37%. Пример 5. Выполняют как пример 1.

Выделяют участок залежи с обводненностью продукции в среднем по участку от 70% до 95% и приемистости нагнетательных скважин от 250 м ³/сут до 350 м³/сут. Через нагнетательную скважину № 5 совместно с полимердисперсными системами закачивают водные растворы солей многовалентных металлов - хлористый кальций. Вода для приготовления растворов реагентов и буферная вода используется из системы ППД. Закачку реагентов производят циклически в виде 6 циклов, каждый из которых осуществляют в следующей последовательности:

а) закачивают водный 15% раствор хлористого кальция плотностью 1,13 г/см³ объемом 20 м³ из расчета 2 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта;

б) закачивают буферный объем воды объемом 6 м ³;

в) закачивают водный раствор 0,05% ПАА марки Аккотрол-623 объемом 150 м³;

г) закачивают буферный объем воды 7 м³;

д) закачивают 1% глинистую суспензию объемом 150 м³ ;

е) закачивают буферный объем воды 7 м³ ;

В результате коэффициент нефтеотдачи залежи составил 50%. Применение способа-прототипа позволило достичь коэффициента нефтеотдачи 37%.

Пример 6. Выполняют как пример 1. Выделяют участок залежи с обводненностью продукции в среднем по участку от 70% до 99% и приемистости нагнетательных скважин более 350 м³/сут. Через нагнетательную скважину № 6 закачивают 8 циклов МПДС со сшивающими агентами. В качестве сшивающего агента используют реагент АМГ - агент модифицирующий гелеобразующий по ТУ 2146-003-42129797-2003, марки АМГ-1. Вода для приготовления растворов реагентов и буферная вода используется из системы ППД. В первых трех циклах МПДС закачивают реагенты в следующей последовательности:

- 0,2% водный раствор ПАА марки Праестол-2530 объемом 120 м³ с добавкой 0,1% АМГ-1;

- 8 м³ буферного объема воды;

- 5% суспензия глинопорошка марки ПБМА объемом 120 м³ с добавкой 0,1% АМГ-1;

- 8 м ³ буферного объема воды.

В следующих пяти циклах МПДС закачивают реагенты в следующей последовательности:

- 0,2% водный раствор ПАА марки Праестол-2530 объемом 100 м³;

- 8 м³ буферного объема воды с добавкой 0,2% АМГ-1;

- 5% суспензия глинопорошка марки ПБМА объемом 100 м³ с добавкой 0,15% АМГ-1;

- 8 м³ буферного объема воды.

В результате коэффициент нефтеотдачи залежи составил 65%. Применение способа-прототипа позволило достичь коэффициента нефтеотдачи 51%.

Пример 7. Выполняют как пример 1. Выделяют участок залежи с обводненностью продукции в среднем по участку от 70% до 99% и приемистости нагнетательных скважин более 350 м³/сут. Через нагнетательную скважину № 7 совместно с МПДС закачивают водные растворы сшивающих агентов. МПДС закачивают в виде 8 циклов водного раствора ПАА, глинистой суспензии с добавками ацетата хрома с буферной водой между оторочками реагентов. Вода для приготовления растворов реагентов и буферная вода используется из системы ППД. Вначале циклически в виде 7 циклов закачивают реагенты в следующей последовательности в одном цикле:

- 7% глинистая суспензия объемом 80 м³ с добавкой 0,2% ацетата хрома;

- 7 м³ буферного объема воды;

- водный раствор 0,15% ПАА марки DKS-ORPF-40NT объемом 80 м³ ;

- 7 м³ буферного объема воды;

- 5 м³ 2% водного раствора ацетата хрома;

- 7 м³ буферного объема воды.

Приемистость скважины после закачивания МПДС составила 240 м ³/сут, т.е. менее 250 м³/сут. Затем закачивают водный раствор ПАВ - реагент ULTRAFLO по ТУ 2458 -019-87869324-2011 концентрацией 15% масс., объемом 30 м³, который продавливают в пласт водой в объеме 30 м³. Вода для приготовления растворов реагентов, буферная вода и вода для продавки реагентов в пласт используется из системы ППД.

В результате коэффициент нефтеотдачи залежи составил 58%. Применение способа-прототипа позволило достичь коэффициента нефтеотдачи 50%.

Пример 8. Выполняют как пример 1. Выделяют участок залежи с обводненностью продукции в среднем по участку от 70% до 99% и приемистости нагнетательных скважин более 350 м³/сут. Через нагнетательную скважину № 7 совместно с полимердисперсными системами закачивают водные растворы сшивающих агентов. Технология воздействия МПДС на обводненные нефтяные пласты заключается в одновременном дозировании компонентов МПДС - водного раствора ПАА и глинистой суспензии с добавками сшивающего агента. Вода для приготовления растворов реагентов и буферная вода используется из системы ППД. Закачка МПДС включает параллельную закачку:

- водного раствора 0,05% ПАА марки DKS-ORPF-40NT;

- 2% суспензии глинопорошка марки ПБМБ с добавлением 0,03% водного раствора АМГ марки АМГ-1.

В результате коэффициент нефтеотдачи залежи составил 59%. Применение способа-прототипа позволило достичь коэффициента нефтеотдачи 45%.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность действия полимердисперсной системы и, таким образом, повысить нефтеотдачу залежи.