8. Технология основана на снижении фазовой проницаемости по воде и увеличению по нефти. Высокая гидрофобизирующая способность реагента «ТАТНО-2002» основана на образовании гидрофобного геля, который легко разрушается углеводородами. Технология ограничения водопритоков с применением гидрофобизатора «ТАТНО-2002»
9. Удельный выход гидрофобного геля Реология гидрофобного геля Технология ограничения водопритоков с применением гидрофобизатора «ТАТНО-2002»
10.
11.
12.
13. Динамика изменения обводнённости скв. № 56 после обработки Технология ограничения водопритоков с применением гидрофобизатора «ТАТНО-2002»
14. Технология основана на получении естественного фильтра в призабойной зоне добывающей скважины за счёт образовании полимерного «каркаса». Область применения технологии Для снижения выноса песка из продуктивного пласта в скважинах, склонных к пескопроявлению. Технология крепления песка на основе гидрофобизатора «ТАТНО-2002»
19. Технология повышения извлечения нефти из пластов на основе реагента «СМЭП» Технология является модификацией технологии повышения нефтеотдачи на основе реагента КС-6 и предназначена для вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти. За счёт введения стабилизатора дисперсии расширен диапазон минерализации вод, применяемых для приготовления технологического раствора. Увеличение содержания солей значительно повышает вязкость технологического раствора. Область применения технологии Технология может применяться для разработки неоднородных по проницаемости пластов, обводненных нагнетаемой водой терригенных и карбонатных коллекторов на любой стадии разработки месторождений.
20. Технология повышения извлечения нефти из пластов на основе реагента «СМЭП» Результаты лабораторных и опытно-промысловых испытаний технологии на Нагорном месторождении ЗАО «Троицкнефть»
21.
22.
23. Технология интенсификации добычи нефти на основе «самоотклоняющейся» кислотной композиции совместно с ОАО «Татнефть» Кислотная композиция представляет собой раствор поверхностно-активных веществ в ингибированной соляной кислоте. Технология предназначена для интенсификации добычи нефти. По сравнению с традиционной солянокислотной обработкой увеличивается охват пласта за счёт образования вязкопластической жидкости, которая отклоняет соляную кислоту к низкопроницаемым участкам коллектора.
24. Технология интенсификации добычи нефти на основе «самоотклоняющейся» кислотной композиции совместно с ОАО «Татнефть» Область применения технологии Технология эффективна при обработке неоднородных по проницаемости карбонатных коллекторов за счет увеличения охвата пласта воздействием. Анализ эффективности технологии Испытания технологии проводились на скважинах № 8114 и 8328 НГДУ «Елховнефть» и скважине № 4561 НГДУ «Ямашнефть». Суммарная дополнительная добыча нефти по данным НГДУ составила 2665 т.
25. Схема обработки призабойной зоны пласта самоотклоняющейся кислотной композицией Зона низкой проницаемости - низкая вязкость - высокая вязкость Зона высокой проницаемости Закачка кислотной композиции Движение нефти
26. Технология интенсификации добычи нефти на основе «самоотклоняющейся» кислотной композиции совместно с ОАО «Татнефть» Результаты опытно-промысловых испытаний технологии
27.
28. Технология применения мицеллярных систем на основе реагента «МКЭС» совместно с ОАО «МНКТ» Перспективная технология закачки эмульсионной системы обратного типа на базе концентрата «МКЭС» предназначена для извлечения остаточной нефти за счет снижения межфазного натяжения и выравнивания профиля приемистости. Готовится в промысловых условиях из концентрата «МКЭС» и пластовой воды в качестве дисперсной фазы ( 90 % ). Регулирование вязкости эмульсионной системы достигается изменением содержания дисперсной фазы.
29. Технология применения мицеллярных систем на основе реагента «МКЭС» совместно с ОАО «МНКТ» Схема приготовления эмульсионной системы в промысловых условиях 1.1, 1.2 – агрегаты; 2 – диспергатор; 3 – емкость или автоцистерна; 4 – вентиль; 5 – устье скважины
30.
31. Распределение компонентов по длине модели пласта Модель пласта до обработки эмульсионной системой Образование вала вытесняемой нефти после закачки эмульсионной системы Продвижение оторочки эмульсионной системы по модели Модель пласта после прохождения эмульсионной системы 1 – вода свободная (участвует в фильтрации); 2 – связанная вода (не участвует в фильтрации); 3 – нефть; 4 – эмульсионная система
32. Технология применения мицеллярных систем на основе реагента «МКЭС» совместно с ОАО «МНКТ» Фотографии модели пласта Пласт до обработки мицеллярным раствором Пласт во время обработки мицеллярным раствором Пласт после обработки мицеллярным раствором
33.
34.
35.
36. Деэмульгаторы и реагенты подготовки нефти комплексного действия серии «ИНТА» и «СТХ-ДП » Результаты лабораторных испытаний реагентов серии «СТХ-ДП» на нефтях различных месторождений Реагенты Нефтяная эмульсия ОАО «Татнефтепром-Зюзеевнефть» ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжск-нефть» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» ОАО «Томскнефть» ВНК ЦППН-2 Базовый Рекод 758 Separol ES-3483 Crodax DE-220 Kemelix Степень обезвоживания, % об. Базовый 89 63 85 92 СТХ-ДП-11 86 93 92 92 СТХ-ДП-12 83 92 93 91 СТХ-ДП-21 89 90 91 91 СТХ-ДП-22 89 82 91 92
![Технология интенсификации добычи с применением удалителя АСПО присадки «ИНТА-2002» и растворителя «ШКВАЛ» ,[object Object],[object Object],[object Object],[object Object],[object Object],[object Object]](data:image/gif;base64,R0lGODlhAQABAIAAAAAAAP///yH5BAEAAAAALAAAAAABAAEAAAIBRAA7)