Патенты автора Куряшов Дмитрий Александрович (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение вязкости при высоких температурах, выравнивание профиля приемистости нагнетательных или притока добывающих скважин в неоднородных по проницаемости пластах, создание новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта, повышение самоотклоняющихся свойств. Кислотная композиция для обработки призабойной зоны высокотемпературного карбонатного коллектора содержит, мас.%: по меньшей мере одну неорганическую или органическую кислоту, выбранную из ряда: соляная, плавиковая, уксусная, муравьиная, сульфаминовая, хлоруксусная 9,0 - 24,0; цвиттерионное поверхностно-активное вещество эруциламидопропилсульфобетаин 1,0 - 10,0; содержит неионный синтетический полимер полиэтиленимин 0,01 - 0,09; воду остальное. 9 ил., 1 табл., 15 пр.

Изобретение относится к извлечению нефти за счет вытеснения ее из терригенного и карбонатного продуктивного пласта вязким водным щелочным раствором цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ. Технический результат – повышение охвата пластов заводнением, устранение или уменьшение отрицательного влияние сил, удерживающих нефть в заводненных зонах пласта, снижение проницаемости обводненных участков. В способе повышения нефтеотдачи пластов путем воздействия щелочным раствором поверхностно-активного вещества сначала в пласт закачивают пресную воду в количестве 0,01-5% объема пор; затем закачивают щелочной технологический раствор в количестве 0,1-5% объема пор, состоящий из, мас.%: цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество из ряда олеиламидопропилдиметилбетаин, или кокамидопропилбетаин, или алкилсульфобетаин, или алкилдиметиламиноксид 0,5-10; силикат натрия 0,5-15; хлорид натрия 0-25; компонент из ряда гидроксид натрия, гидроксид калия, карбонат натрия, бикарбонат натрия 0,05-10; вода - остальное; затем закачивают пресную воду в количестве 0,01-5% объема пор; затем закачивают технологический раствор в количестве 0,1-5% объема пор, состоящий из, мас.%: цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество из ряда олеиламидопропилдиметилбетаин, или кокамидопропилбетаин, или алкилсульфобетаин, или алкилдиметиламиноксид 0,5-5; пластовая вода - остальное; затем закачивают воду для поддержания пластового давления. 2 ил., 21 пр.

Изобретение относится к диспергентам на основе поверхностно-активных веществ, предназначенным для ликвидации аварийных разливов нефти путем диспергирования плавающей нефтяной пленки. Изобретение касается диспергента для ликвидации разливов нефти, содержащего моноолеат полиоксиэтиленсорбитана - 20-30 масс. %, диоктилсульфосукцинат натрия - 10-30 масс. %, моноолеат сорбитана - 10-20 масс. %, растворитель – остальное. Растворитель состоит из смеси воды и гликолей С3-C5: пропиленгликоль, бутиленгликоль, пентиленгликоль, в соотношении гликоль : вода = 40-60:60-40 масс. %. Технический результат - диспергент, обладающий низкой токсичностью, более высокой биоразлагаемостью, низкой температурой замерзания, что позволит использовать его также и в арктических условиях, большей эффективностью диспергирования при различных плотностях нефти, при различных температурах, при различной солености воды. 4 табл., 5 пр.

Изобретение предназначено для извлечения обойденной, пленочной и капиллярно-удерживаемой нефтей. Технический результат - увеличение нефтеотдачи из высокоминерализованных пластов. Состав для повышения извлечения нефти содержит цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество - ЦПАВ олеиламидопропилдиметил-бетаин, или кокамидопропилбетаин, или алкилсульфобетаин, или алкилдиметиламиноксид, силикат натрия, хлорид натрия, воду при следующем соотношении компонентов, масс. %: ЦПАВ 0,5-10, силикат натрия 0,5-15, хлорид натрия 0-25, вода - остальное. 1 з.п. ф-лы, 22 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости, эффективное воздействие кислоты на породу, увеличение дебита нефти. Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта включает определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него порций вязкотекучего материала - ВТМ, содержащего водный раствор катионного поверхностно-активного вещества, увеличивающего свою вязкость при контакте с пластовой водой и разрушающегося при контакте с нефтью, и кислотных составов на основе соляной кислоты с последующей продавкой нефтью. Перед закачкой ВТМ в каждый интервал обработки закачивается буферная порция пластовой или технической воды в объеме 2-4 м3.. В ВТМ добавляют 10-20% от его объема 22-24%-ного водного раствора соляной кислоты с получением вязкоупругого состава – ВУС. Объем первой порции закачиваемого ВУС определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ, после чего первую порцию ВУС продавливают в пласт кислотным составом в виде водного раствора соляной кислоты, содержащим вещества, улучшающие фильтрационные характеристики кислотного состава, в объеме 0,5-1,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,1 м3 - для горизонтальных скважин. Причем кислотный состав закачивают в виде двух порций, первая из которых закачивается в объеме, достаточном для полного замещения объема насосно-компрессорных труб и межтрубного пространства интервала обработки, после чего скважину оставляют на техническую выдержку, достаточную для структурирования ВУС в интервале обработки. Далее закачивают вторую порцию кислотного состава, а затем вторую порцию ВУС в объеме 40-60% от объема первой порции ВУС, а объем кислотного состава для продавки увеличивают в 2-4 раза от первоначально закачиваемого состава для вертикальных скважин и в 1,1-4 раза - для горизонтальных, после чего кислотный состав продавливают нефтью в объеме насосно-компрессорных труб плюс 3-5 м3. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - выравнивание профиля притока добывающих скважин в неоднородных по проницаемости карбонатных пластах, создание новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта, восстановление коллекторских свойств призабойной зоны за счет ее очистки от кольматирующих твердых частиц. Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного коллектора включает закачку кислотной композиции, содержащей, мас. %: неорганическую или органическую кислоту, или их смеси 9,0-24,0; цвиттерионное поверхностно-активное вещество - олеинамидопропилбетаин 1,0-10,0; гидрофобно-модифицированный полиуретановый полимер 0,05-3,0; воду остальное, причем закачку кислотной композиции проводят в одну стадию либо порциями с проведением выдержки между закачками. Кислотная композиция дополнительно может содержать анионное поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-3,0 мас.%. Закачку указанной выше кислотной композиции могут чередовать с закачкой соляной кислоты 12-24%-ной концентрации. 2 з.п. ф-лы, 1 табл., 16 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности для обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов, а также может быть применимо в буровых растворах, в растворах для заканчивания скважин, в жидкостях для ремонта скважин. Технический результат - выравнивание профиля приемистости нагнетательных или притока добывающих скважин в неоднородных по проницаемости карбонатных пластах, создание новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта, восстановление коллекторских свойств призабойной зоны за счет ее очистки от кольматирующих твердых частиц, повышение термостабильности закачиваемой кислотной композиции. Кислотная композиция для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора содержит, мас.%: неорганическую или органическую кислоту, или их смеси 9,0-24,0; цвиттерионное поверхностно-активное вещество - алкилбетаин 1,0-10,0; гидрофобно-модифицированный уретановый полимер 0,05-3,0, воду остальное. Кислотная композиция дополнительно может содержать анионное поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-3,0 мас.%. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 16 пр., 4 ил.

 


Наверх