КОМПОЗИЦИИ ДЛЯ УЛУЧШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

1. Композиция, содержащая:
от около 98% мас. до 99,999% мас. источника воды с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ и одно или больше из следующего: от 300 до 20000 част/млн Са, от 300 до 4000 част/млн Mg или от 300 до 3000 част/млн Ва;
одно или больше поверхностно-активных веществ масляной фазы, характеризующихся как неионные и имеющих комбинированный ГЛБ менее, чем около 9;
один или больше связующих агентов;
одно или больше поверхностно-активных веществ водной фазы, которые являются неионными, растворимыми или диспергируемыми в воде и химически отличными от одного или большего количества поверхностно-активных веществ масляной фазы;
одно или больше ионных поверхностно-активных веществ; и
один или больше стабилизаторов глин.
2. Композиция по п. 1, отличающаяся тем, что источник воды содержит от около 10% мас. до 35% мас. неполимерных твердых веществ, является высокотемпературным или обладает обеими характеристиками.
3. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что поверхностно-активное вещество масляной фазы содержит один или больше алкоксилированных спиртов, алкоксилированных алкилфенолов, сложные эфиры глицерина, сложные эфиры гликолей, сложные эфиры полиэтиленгликоля, сложные эфиры полиглицерина, сложные эфиры сорбита и их смеси.
4. Композиция по п. 1, отличающаяся тем, что связующий агент содержит один или больше неразветвленных, разветвленных или циклических алифатических спиртов, имеющих от 1 до 6 атомов углерода, диолов, имеющих от 1 до 6 атомов углерода, алкиловых эфиров алкиленгликолей, в которых алкильный фрагмент имеет от 1 до 6 атомов углерода, полиалкиленгликолей и их смеси.
5. Композиция по п. 1, отличающаяся тем, что поверхностно-активное вещество водной фазы содержит один или больше алкоксилированных спиртов или алкоксилированных алкилфенолов, имеющих ГЛБ больше, чем около 10, и их смеси.
6. Композиция по п. 1, отличающаяся тем, что ионное поверхностно-активное вещество содержит одно или больше алкилбензолсульфоновых кислот, алкилбензолсульфонатов, алкилсульфонатов, алкилсульфатов, сульфатов алкилового эфира, галогенидов алкиламмония, галогенидов алкилариламмония, имидазолия, кокоамидопропилбетаина, кокодиметилбетаина, оксидов алкиламина и их смеси.
7. Композиция, содержащая:
от около 98% мас. до 99,999% мас. источника воды с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ и одно или больше из следующего: от 300 до 20000 част/млн Са, от 300 до 4000 част/млн Mg или от 300 до 3000 част/млн Ва;
один или больше связующих агентов,
одно или больше растворимых или диспергируемых в воде неионных поверхностно-активных веществ,
одно или больше цвиттерионных поверхностно-активных веществ,
одно или больше анионных поверхностно-активных веществ и
необязательно одно или больше дополнительных ионных поверхностно-активных веществ.
8. Композиция по п. 7, отличающаяся тем, что источник воды содержит от около 10% мас. до 35% мас. неполимерных твердых веществ, является высокотемпературным или обладает обеими характеристиками.
9. Способ увеличения отдачи сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта, включающий:
получение эмульсии, содержащей
a. одно или больше поверхностно-активных веществ масляной фазы, характеризующихся как неионные и имеющих комбинированный ГЛБ менее, чем около 9,
b. связующий агент,
c. одно или больше поверхностно-активных веществ водной фазы, которые являются неионными, растворимыми или диспергируемыми в воде и химически отличными от одного или большего количества поверхностно-активных веществ масляной фазы,
d. одно или больше ионных поверхностно-активных веществ,
e. один или больше стабилизаторов глин и
f. от около 40% мас. до 80% мас. воды;
контакт эмульсии с источником воды с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ, содержащим одно или больше из следующего: от 300 до 20000 част/млн Са, от 300 до 4000 част/млн Mg или от 300 до 3000 част/млн Ва, с получением текучей среды для гидроразрыва;
введение текучей среды для гидроразрыва в подземный углеводородсодержащий пласт; и
добыча углеводорода из подземного углеводородсодержащего пласта.
10. Способ увеличения отдачи сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта, включающий:
получение эмульсии, содержащей один или больше связующих агентов, одно или больше водорастворимых или диспергируемых в воде неионных поверхностно-активных веществ, одно или больше цвиттерионных поверхностно-активных веществ, одно или больше анионных поверхностно-активных веществ и необязательно одно или больше дополнительных ионных поверхностно-активных веществ;
контакт эмульсии с источником воды с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ, содержащим одно или больше из следующего: от 300 до 20000 част/млн Са, от 300 до 4000 част/млн Mg или от 300 до 3000 част/млн Ва, с получением текучей среды для гидроразрыва, содержащей от около 98% мас. до 99,99% мас. источника воды с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ;
введение текучей среды для гидроразрыва в подземный углеводородсодержащий пласт; и
добыча углеводорода из подземного углеводородсодержащего пласта.
11. Способ по п. 9 или 10, отличающийся тем, что по меньшей мере часть подземного углеводородсодержащего пласта пребывает при температуре от около 60°С до 120°С.
12. Способ по п.9 или 10, отличающийся тем, что источник воды имеет общее содержание растворенных твердых веществ от около 5% мас. до 30% мас.
13. Способ по п. 9 или 10, отличающийся тем, что контакт осуществляется одновременно с введением.
14. Способ по п. 9 или 10, отличающийся тем, что контакт осуществляется до введения.
15. Способ по п. 9 или 10, отличающийся тем, что введение осуществляют в первый ствол скважины, соединенный с подземным углеводородсодержащим пластом, и добыча осуществляется из второго ствола скважины, соединенного с подземным углеводородсодержащим пластом.
16. Способ по п. 9 или 10, отличающийся тем, что введение осуществляют в ствол скважины, соединенный с подземным углеводородсодержащим пластом, и добыча осуществляется из того же самого ствола скважины.
17. Применение композиции по любому из пп. 1-8 для введения в подземный углеводородсодержащий пласт.
18. Применение композиции по любому из пп. 1-8 для увеличения отдачи сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта.
19. Применение эмульсии, содержащей
одно или больше поверхностно-активных веществ масляной фазы, характеризующихся как неионные и имеющих комбинированный ГЛБ менее, чем около 9;
один или больше связующих агентов;
одно или больше поверхностно-активных веществ водной фазы, которые являются неионными, растворимыми или диспергируемыми в воде и химически отличными от одного или большего количества поверхностно-активных веществ масляной фазы;
одно или больше ионных поверхностно-активных веществ; и
один или больше стабилизаторов глин,
для контакта с источником воды с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ, содержащим одно или больше из следующего: от 300 до 20000 част/млн Са, от 300 до 4000 част/млн Mg или от 300 до 3000 част/млн Ва, с получением текучей среды для гидроразрыва.