Патенты автора Харланов Сергей Анатольевич (RU)
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции обводнившихся интервалов пласта или пластов в целом с применением синтетических смол. Пластичная композиция для изоляции водопритока в скважины содержит фенолоформальдегидную смолу резольного типа, ацетоноформальдегидную смолу, пластификатор, отвердитель, ингибитор коррозии и ингибитор полимеризации. Технический результат - повышение качества ремонтно-изоляционных работ в скважинах, расширение области применения полимерного состава на основе синтетических смол за счет увеличения сроков схватывания до приемлемых при температуре до +130°С и снижения водоотделения тампонажной смеси. 1 табл., 3 пр.
Изобретение относится к методу экспериментальных исследований и позволяет определить коэффициент вытеснения нефти газом на керне и условия смесимости тяжелой нефти с газом. Способ определения минимального давления смесимости (МДС) тяжелой нефти с углекислым газом определяет одновременно МДС и коэффициент вытеснения нефти путем последовательных действий: закачка CO2 под определенным давлением в образцы, насыщенные нефтью, выдержка в течение 6 часов, снижение давления до атмосферного и выделение нефти в течение 6 часов, определение коэффициента вытеснения нефти с помощью взвешивания образцов, проведение не менее 5-6 таких циклов, повторение данной процедуры при разных давлениях до изменения конечных коэффициентов вытеснения, соответствующих каждому давлению, не более чем на 1-2%, определение МДС по графику изменения коэффициента вытеснения от давления. Техническим результатом является возможность определения минимального давления смесимости флюидов в широком диапазоне температуры и давления. 9 ил., 9 табл.
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для изоляции водопритоков в нефтяные и газодобывающие скважины, а также может быть использовано для регулирования профилей приемистости в нагнетательных скважинах. Состав включает компоненты при следующем их соотношении, мас.%: реагент РИКОР - 3,0-4,0; ЛАПРОКСИД ДЭГ-1 - 1,5-2,0; вода - остальное. Приготовление состава заключается в предварительном растворении реагента РИКОР в расчетном количестве воды. Затем в полученном растворе растворяют ЛАПРОКСИД ДЭГ-1 до получения однородного состава. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритоков в скважину за счет повышения термостойкости образующегося геля во времени при взаимодействии его с маломинерализованной пластовой водой и увеличения длительности изоляции. 10 пр., 1 табл.
Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, значительное увеличение эффективности кислотной обработки. Кислотный состав для кислотной обработки добывающих и нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах содержит, % масс.: соляную кислоту 24%-ную или 36%-ную 25,0-50,0, алкилбензолсульфокислоту, содержащую в алкильной группе 12-14 атомов углерода, 0,1-2,0, лимонную кислоту 0,5-3,0, уксусную кислоту 3,0-12,0, метиловый спирт 3,0-10,0, препарат ОС-20 0,5-2,5, ингибитор коррозии типа «ИКУ-118» 1,0-5,0, фтористоводородную кислоту 40%-ную 0,0-7,5, стабилизатор железа типа «Ферикс» 0,0-5,0, воду остальное. Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного, терригенного или смешанного пласта включает закачку в скважину кислотного состава в количестве 1,0-5,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, причем в качестве кислотного состава используют указанный выше состав или его раствор в пресной воде при соотношении указанный выше состав : пресная вода, равном 1:1-1:2 соответственно. Способ обработки развит в зависимом пункте. 2 н. п. ф-лы, 1 з. п. ф-лы, 3 табл., 4 пр.
СОСТАВ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНОГО РЕАГЕНТА ДЛЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕДОТОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ (МУН) // 2529975
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением. Термотропный гелеобразующий состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи содержит соли алюминия в виде 2,5-20,0 мас.% хлорида или полиоксихлорида алюминия и пресную или минерализованную воду. При этом состав дополнительно содержит соль уксусной кислоты, в качестве которой используется 2,0-10,0 мас.% ацетата натрия, и может содержать 0,0-30,0 мас.% карбамида и 0,0-2,5 мас.% мелкодисперсного полиакриламида с диаметром частиц 40-80 мкм. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока и повышения нефтеотдачи. 1 з.п. ф-лы, 6 пр., 3 табл.
Изобретение относится к области техники, связанной с количественными оценками расхода жидкости произвольной плотности. Способ экспресс-оценки мощности притока жидкости в резервуар включает непрерывное прямое измерение давления в одной точке ниже уровня находящейся в резервуаре жидкости, предварительное определение плотности этой жидкости по гидростатической формуле через значения измеренного давления и уровня жидкости, определение на основе измеренного давления и плотности жидкости текущего значения высоты переменного уровня жидкости. При этом высоту уровня жидкости при определении плотности жидкости определяют с помощью эхолота, а на основе первой производной функции высоты переменного уровня жидкости при известной площади сечения резервуара по выражению q(t)=[dh(t)/dt]S определяют значение мощности притока жидкости в резервуар. Технический результат - расширение рабочего диапазона изменения уровня жидкости при оценке мощности притока жидкости в резервуар при использовании лишь двух измерительных приборов. 4 ил.
