Claims (14)
1. Способ добычи нефти из подземного нефтеносного пласта, включающий стадии, на которых:1. A method of producing oil from an underground oil reservoir, comprising the steps of:
помещают из первой скважины пробку растворителя в подземный нефтеносный пласт в течение первого промежутка времени, при этом указанная пробка растворителя выполнена с возможностью растворять нефть при контакте с нефтью, приводя к получению смеси мобилизованной нефти, причем указанная пробка растворителя имеет плотность, которая составляет меньше 90% или по меньшей мере 110% от плотности нефти;a solvent plug is placed from the first well in an underground oil reservoir for a first period of time, wherein said solvent plug is capable of dissolving oil in contact with the oil, resulting in a mixture of mobilized oil, wherein said solvent plug has a density that is less than 90% or at least 110% of the density of the oil;
помещают из первой скважины пробку водного раствора полимера в подземный пласт в течение второго промежутка времени, при этом указанная пробка полимера имеет вязкость, большую чем вязкость смеси мобилизованной нефти, и составляющую по меньшей мере 5 сантипуаз;place from the first well a plug of an aqueous polymer solution into the subterranean formation for a second period of time, wherein said plug of the polymer has a viscosity greater than the viscosity of the mobilized oil mixture and at least 5 centipoise;
вытесняют смесь мобилизованной нефти и пробку растворителя ко второй скважине посредством указанной пробки водного раствора полимера; иdisplacing the mobilized oil mixture and the solvent plug to the second well by means of said plug of an aqueous polymer solution; and
добывают нефть и/или газ из второй скважины.extract oil and / or gas from a second well.
2. Способ по п. 1, в котором между пробкой полимера и смесью мобилизованной нефти и растворителя создается поверхность раздела.2. The method of claim 1, wherein an interface is created between the polymer plug and the mixture of mobilized oil and solvent.
3. Способ по п. 1, в котором пробка растворителя содержит сероуглеродный состав.3. The method according to claim 1, wherein the solvent plug contains a carbon disulfide composition.
4. Способ по п. 1, дополнительно включающий стадию, на которой вслед за пробкой водного раствора полимера в пласт помещают соляной очищающий раствор.4. The method according to p. 1, further comprising a stage in which, following the stopper of an aqueous polymer solution, a saline cleaning solution is placed in the formation.
5. Способ по п. 1, дополнительно включающий попеременное повторение помещения пробки растворителя и пробки водного раствора полимера.5. The method according to claim 1, further comprising alternating repeating the placement of the solvent plug and the plug of the aqueous polymer solution.
6. Способ по п. 1, в котором полимер в пробке водного раствора полимера выбирают из группы полимеров, состоящей из следующего: полиакриламиды, частично гидролизованный полиакриламид, полиакрилаты, этиленовые сополимеры, биополимеры, карбоксиметилцеллюлоза, поливиниловый спирт, сульфонаты полистирола, поливинилпиролидон, AMPS (2-акриламид-2-метилпропан сульфонат), сополимеры акриловой кислоты и акриламида, акриловой кислоты и лаурилакрилата, лаурилакрилата и акриламида, ксантановая смола и гуаровая смола.6. The method according to p. 1, in which the polymer in the cork of the aqueous polymer solution is selected from the group of polymers consisting of the following: polyacrylamides, partially hydrolyzed polyacrylamide, polyacrylates, ethylene copolymers, biopolymers, carboxymethyl cellulose, polyvinyl alcohol, polystyrene sulfonates, AMS, polyvinylpolypropylene 2-acrylamide-2-methylpropane sulfonate), copolymers of acrylic acid and acrylamide, acrylic acid and lauryl acrylate, lauryl acrylate and acrylamide, xanthan gum and guar gum.
7. Способ по п. 1, в котором пробку водного раствора полимера помещают в пласте в объеме порового пространства, который по меньшей мере в 1,5 раза больше, чем объем порового пространства пробки растворителя, помещенной в пласт непосредственно перед помещением пробки водного раствора полимера.7. The method according to claim 1, wherein the plug of the aqueous polymer solution is placed in the formation in a pore space volume that is at least 1.5 times larger than the pore volume of the solvent plug placed in the formation immediately before the plug of the aqueous polymer solution .
8. Способ по любому из пп. 1-7, в котором вязкость пробки полимера больше, чем вязкость пробки растворителя.8. The method according to any one of paragraphs. 1-7, in which the viscosity of the polymer plug is greater than the viscosity of the solvent plug.
9. Способ добычи нефти из подземного нефтеносного пласта, включающий стадии, на которых:9. A method for producing oil from an underground oil reservoir, comprising the steps of:
помещают из первой скважины первую пробку сероуглерода в подземный пласт в течение первого периода времени;placing the first carbon disulfide plug from the first well into the subterranean formation during the first period of time;
приводят в контакт по меньшей мере часть нефти с первой пробкой сероуглерода, тем самым, получая смесь мобилизованной нефти и сероуглерода;at least a portion of the oil is contacted with the first carbon disulfide plug, thereby obtaining a mixture of mobilized oil and carbon disulfide;
помещают из первой скважины пробку водного раствора полимера в подземный пласт в течение второго периода времени, при этом величина пробки водного раствора полимера, помещаемой в пласт в объеме порового пространства, по меньшей мере в 1,5 раза больше, чем объем порового пространства первой пробки сероуглерода, помещенной в пласт, а вязкость пробки водного раствора полимера находится в диапазоне от 5 сантипуаз (МПа с) до 100 сантипуаз (МПа с);place from the first well a plug of an aqueous polymer solution into the subterranean formation for a second period of time, while the size of the plug of an aqueous polymer solution placed in the formation in the pore space is at least 1.5 times larger than the pore space of the first carbon disulfide plug placed in the reservoir, and the viscosity of the plug of the aqueous polymer solution is in the range from 5 centipoise (MPa s) to 100 centipoise (MPa s);
создают гидродинамическую силу между первой пробкой сероуглерода и пробкой водного раствора полимера;create a hydrodynamic force between the first tube of carbon disulfide and the tube of an aqueous polymer solution;
продвигают первую пробку сероуглерода и смесь мобилизованной нефти и сероуглерода через пласт, используя указанную гидродинамическую силу; иpromoting a first carbon disulfide plug and a mixture of mobilized oil and carbon disulfide through the formation using the indicated hydrodynamic force; and
добывают нефть из второй скважины, находящейся в гидравлическом сообщении с первой скважиной.oil is extracted from a second well in fluid communication with the first well.
10. Способ по п. 9, дополнительно включающий стадию, на которой помещают из первой скважины вторую пробку сероуглерода в подземный пласт в течение третьего периода времени.10. The method of claim 9, further comprising the step of placing a second carbon disulfide plug from the first well in the subterranean formation for a third period of time.
11. Способ по п. 9, дополнительно включающий стадию, на которой вслед за пробкой водного раствора полимера в пласт помещают соляной очищающий раствор.11. The method according to p. 9, further comprising a stage in which, following the stopper of an aqueous polymer solution, a saline cleaning solution is placed in the formation.
12. Способ по п. 9, дополнительно включающий попеременное повторение помещения первой пробки сероуглерода и пробки водного раствора полимера.12. The method according to p. 9, further comprising alternately repeating the placement of the first carbon disulfide tube and the tube of an aqueous polymer solution.
13. Способ по п. 9, в котором указанный подземный пласт расположен между двумя смежными подземными пластами, которые изолируют указанный подземный пласт с верхнего края и с нижнего края.13. The method of claim 9, wherein said subterranean formation is located between two adjacent subterranean formations that isolate said subterranean formation from an upper edge and a lower edge.
14. Способ по любому из пп. 9-13, в котором плотность первой пробки сероуглерода, составляет по меньшей мере 110% от плотности нефти.
14. The method according to any one of paragraphs. 9-13, in which the density of the first carbon disulfide plug is at least 110% of the density of the oil.