Патенты автора Дмитриева Алина Юрьевна (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - улучшенные физико-химические и технологические свойства состава обработки, замедление скорости реагирования с плотными породами доманиковых отложений, снижение фильтрационного сопротивления в пласте из-за ограничения образования вторичных осадков, низкое межфазное натяжение на границе «кислотный состав-нефть» и совместимость с пластовыми флюидами, расширение области применения состава обработки. Состав для воздействия на доманиковые отложения содержит, мас.%: водный раствор синтетической соляной кислоты 24%-ной концентрации 56,0-63,0; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 14,0-16,5; поверхностно-активное вещество Эфрил 3,5-8,0; лигносульфонаты технические жидкие, представляющие собой смесь солей лигносульфоновых кислот с примесью редуцирующих веществ и минеральных солей, получаемые упариванием бисульфитного щелока, образующегося при варке целлюлозы из щепы до концентрации сухих веществ не менее 50%, 17,0-22,0. 9 табл.
Комплексная методика выбора кислотных составов для интенсификации добычи нефти доманиковых отложений // 2724832
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при комплексном выборе кислотных составов для интенсификации добычи нефти. Технический результат – обеспечение выбора эффективной кислоты для интенсификации добычи нефти доманиковых отложений. В комплексной методике выбора кислотных составов для обработки доманиковых отложений выбор осуществляют с учетом динамической вязкости нефти, величины агрегации частиц в нефти по изменению коэффициента светопреломления, фактора устойчивости нефти, растворяющей способности и кратности скорости реагирования составов с керновым материалом, межфазного натяжения на границе кислотного состава с нефтью, расслоения эмульсии и величины скорости коррозии металла. 15 табл., 17 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки карбонатного нефтяного пласта за счет увеличения глубины проникновения гидрофобной эмульсии вглубь пласта, замедления скорости реакции микроглобул кислоты в эмульсии с породой пласта, отмыва пленки нефти, насыщенной асфальтено-смолистыми веществами, с поровой поверхности пласта и регулирования реологических параметров гидрофобной эмульсии во времени. Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта содержит, мас. %: растворитель Синтасол или Нефрас-С2-80/120 15–35; эмульгатор Эксимол 3–5; 10–15 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты остальное. 2 табл.
Гидрофобная эмульсия // 2705675
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим жидкостям для интенсификации добычи нефти из скважин, эксплуатирующих трещинно-кавернозные пласты-коллекторы. Технический результат - повышение вязкостных и структурно-механических свойств гидрофобной эмульсии, обеспечивающих надежное тампонирование трещинно-кавернозных интервалов коллектора и отклонение кислоты в нефтенасыщенные зоны пласта, а также снижение материальных и энергетических затрат за счет уменьшения компонентов гидрофобной эмульсии. Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая эмульгатор на основе углеводородного раствора алканоламиновых эфиров и амидов олеиновой кислоты и минерализованную пластовую воду, в качестве эмульгатора содержит эмульгатор ИТПС-013 марки Г при следующем соотношении компонентов, мас. %: эмульгатор ИТПС-013Г 8-10, минерализованная вода 90-92. 2 табл..
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости более 2,0 м3/(МПа⋅ч), эффективное воздействие кислотным составом на породу, выравнивание фронта обработки, увеличение дебита нефти до 50%. Способ селективной кислотной обработки неоднородного карбонатного пласта включает определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него буферной жидкости, порций вязкоупругого состава ВУС и кислотного состава в виде водного раствора соляной кислоты, содержащего вещества, улучшающие фильтрационные характеристики, с последующей продавкой жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта. ВУС приготавливают из компонентов в следующем соотношении, мас.%: талловый амидопропилдиметиламиноксид 3,0-4,0; гидроксид натрия 5,0-15,0; хлорид натрия 6,0; вода - остальное. При этом в ВУС добавляют волокна лактида с дозировкой 10,0-30,0 кг/м3. Объемы порций ВУС и дозировку волокна определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ. Перед закачкой порции ВУС с волокнами лактида закачивают буферную жидкость в виде пластовой или пресной воды с поверхностно-активным веществом ПАВ в объеме 0,5-1,0 м3, после чего порцию ВУС с волокнами лактида продавливают в пласт через порцию пластовой или пресной воды с ПАВ кислотным составом в объеме 0,5-2,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,2 м3 - для горизонтальных скважин. Количество циклов последовательной закачки пластовой или пресной воды с ПАВ, порций ВУС с волокнами лактида, пластовой или пресной воды с ПАВ и кислотного состава составляет 2-3 в зависимости от радиуса распространения кислоты. Объем порции кислотного состава увеличивают на 10-30% с каждым последующим циклом, после чего составы продавливают жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта, в объеме полости насосно-компрессорных труб плюс 3-8 м3 с последующим закрытием скважины на время 6-8 ч для реагирования кислотного состава и деструкции волокна лактида. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 пр.
Изобретение относится к области нефте- и газодобычи. Технический результат - повышение растворяющей способности и степени стабилизации не только карбонатной матрицы коллектора и диспергирования полимер-глинистой фильтрационной корки, но также растворяющей способности и диспергирования терригенных (песчано-глинизированных) низкопроницаемых коллекторов, универсальность состава. Солянокислотный состав для обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта содержит, мас.%: ингибированную соляную кислоту 8-10; уксусную кислоту 8-10; муравьиную кислоту 8-10; комплексон - оксиэтилендифосфоновую кислоту 5-7; изопропиловый спирт 4-6; поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-12 1-2; воду остальное. 2 табл.
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для проведения физико-химической обработки в ходе эксплуатации и освоения скважин, и может быть использовано для интенсификации притока нефти из пласта за счет химического воздействия, в т.ч. растворения и диспергации карбонатной и/или терригенной составляющей породы, деструкции и диспергирования глинистой и полимерглинистой составляющих, баритового утяжелителя, кольматирующего прискважинную зону пласта - ПЗП. Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта, включающий комплексон, гидроксид щелочного металла, добавку и воду, дополнительно содержит изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов - КОБС, в качестве комплексона - трилон-Б или гидроксиэтилендифосфоновую кислоту - ГОЭДФК, в качестве гидроксида щелочного металла - гидроксид натрия и гидроксид калия, в качестве добавки - ТН-МС-2 или Сурфасол при следующем соотношении компонентов, мас. %: трилон-Б или ГОЭДФК 5,0-10,0, гидроксид натрия 2,5-5,0, гидроксид калия 2,5-5,0, ТН-МС-2 или Сурфасол 3,5-5,0, изопропиловый спирт или КОБС 3,0-5,0, вода остальное. Технический результат - повышение эффективности и технологичности химической обработки ПЗП, повышение эффективности диспергирования полимерглинистой, армированной частицами барита фильтрационной корки, сформированной в поровом пространстве ПЗП, предотвращение вторичного осаждения кольматирующих веществ в поровом пространстве коллектора, повышение эффективности химического воздействия на пласт. 4 табл.
Группа изобретений относится к области нефтедобычи. Технический результат - улучшенные физико-химические и технологические свойствами состава, полное предотвращение выпадения кольматирующих гелеобразных железосодержащих осадков в процессе обработки составом, ингибирование процесса образования эмульсий, полный вынос продуктов реакций из пласта в процессе освоения с одновременным снижением экономических затрат. Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта по первому варианту содержит, об.%: нейтрализатор железа Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0; водорастворимый деэмульгатор ТН-ДЭКС 1-3; поверхноство-активное вещество ПАВ Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 0,5-1; изопропиловый спирт 1-2; водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное. Состав по второму варианту содержит, об.%: нейтрализатор железа Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0; водорастворимый деэмульгатор ТН-ДЭКС 1-3; ПАВ Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 0,5-1; изопропиловый спирт 1-2; лигносульфонаты технические жидкие 18-28; водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное. Состав по третьему варианту содержит, об.%: нейтрализатор железа Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0; водорастворимый деэмульгатор ТН-ДЭКС 1-3; ПАВ Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 0,5-1; изопропиловый спирт 1-2; водный раствор фтористоводородной кислоты 40-70%-ной концентрации 3-5; водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное. Состав по четвертому варианту содержит, об.%: нейтрализатор железа Интенс-1 или ТН-СЖКС 0,5-1,0; водорастворимый деэмульгатор ТН-ДЭКС 1-3; ПАВ Сурфасол или ТН-МС-2 0,2-0,3; ингибитор кислотной коррозии ТН-ИККС 0,5-1; изопропиловый спирт 1-2; водный раствор полиакриламида 3-5%-ной концентрации или водный раствор модифицированного крахмала 3-5%-ной концентрации 3-8; водный раствор синтетической соляной кислоты 30-36%-ной концентрации остальное. 4 н.п. ф-лы, 2 табл., 4 пр.
Изобретение относится к области нефте- и газодобычи. Технический результат - увеличение объемов добычи углеводородов за счет увеличения эффективности и результативности операций обработки прискважинной зоны пласта и разглинизации с одновременной экономией материальных и трудовых ресурсов. Кислотный состав для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта содержит, мас.%: 36%-ный водный раствор соляной синтетической кислоты 91-94; комплексный реагент Reads 1-5 или ИТПС-011 А 5-7; ингибитор коррозии марки ТН-ИК-2 или Напор КБ 1-2. 3 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение области применения технологии за счет реагентов, устойчивых к высоким температурам, с одновременным снижением стоимости обработки за счет снижения количества используемой техники. Способ термопенокислотной обработки прискважинной зоны карбонатного коллектора включает в себя одновременную закачку кислотного и газогенерирующего составов по двум отделенным друг от друга каналам с последующей их продавкой в пласт. В качестве газогенерирующего состава используют водный раствор мочевина с нитритом натрия, содержащий, мас.%: мочевину 28,4-38,4; нитрит натрия 18,2-27,6;вода остальное. В качестве кислотного состава - водный раствор неорганической кислоты с добавками. При этом в кислотном составе в качестве неорганической кислоты применяют водный раствор соляной кислоты 19-26%-ной концентрации, а в качестве добавок - 2-алкилимидазолин в концентрации 5-15 мас.% и фосфористую кислоту в концентрации 0,5-2,5 мас.%. Объем кислотного состава составляет 1-3 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин и 0,1-0,2 м3 - для горизонтальных скважин. Составы продавливают жидкостью глушения или товарной нефтью в объеме полости закачиваемых каналов плюс 3-5 м3 с последующим закрытием скважины на 4-12 часов для реагирования кислотного состава. 3 з.п. ф-лы, 2 пр.
