Патенты автора Магадова Любовь Абдулаевна (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - интенсификация работы нагнетательных и добывающих скважин, в том числе в условиях высоких пластовых температур, за счет совместного действия используемых в предлагаемом составе компонентов, взятых в указанных ниже концентрациях, обеспечивающих оптимальные условия, при которых хелатирующий агент способен как образовывать комплексы с ионами щелочноземельных металлов, так и проводить протонную атаку на кристаллическую решетку карбоната кальция. Интенсифицирующий сухокислотный состав для высокотемпературных карбонатных и смешанных коллекторов содержит, моль/л: хелатирующий агент - динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты 0,1-0,7; регулятор рН - гидрат окиси натрия или гидрат окиси калия 0,1-0,7; лимонную, или винную, или янтарную кислоту 0,01-0,05; хлорид аммония 0,01 - 0,1; пресную воду - остальное до литра. 1 табл., 16 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, композиция поверхностно активных веществ ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов. Технический результат - мобилизация защемленной между зернами породы нефти при заводнении, отсутствие образования осадков при контакте с пластовой водой, отсутствие образования в пластовых условиях сверхстойких эмульсий, которые могут отрицательно повлиять на промысловую подготовку нефти, расширение сырьевой базы. Композиция ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов содержит, мас.%: анионное ПАВ разветвленного строения 15,0-50,0; со-ПАВ 10,0-20,0; изобутиловый спирт остальное. Анионное ПАВ разветвленного строения представляет собой продукт, полученный сульфированием полиалкилбензола марки ПАБ-С - смеси диалкилбензолов с примесью дифенилалканов - олеумом при массовом соотношении полиалкилбензол марки ПАБ-С:олеум равном 1:0,2-1,5, причем олеум добавляют в полиалкилбензол марки ПАБ-С при перемешивании и после добавления всего количества продолжают перемешивание в течение 1,0-4,0 часов при температуре сульфирования 40,0°С-70,00°С, затем массу отстаивают и разделяют, полученную сульфомассу при перемешивании с охлаждением нейтрализуют щелочным агентом до рН равного 8-9. Со-ПАВ выбрано из группы, содержащей неионогенное ПАВ Неонол АФ 9-12 и анионное ПАВ - алкилбензолсульфонат натрия или алкилбензолсульфокислоту. 3 табл., 10 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено в технологии гидравлического разрыва пласта, глушения скважин, ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах, где в качестве технологических жидкостей используют сшитые и несшитые полимерные системы на основе гуаровых смол, производных целлюлозы и производных крахмала. Ферментный деструктор для разрушения - деструкции технологических жидкостей в технологиях гидравлического разрыва пласта, глушения скважин и ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах, где в качестве технологических жидкостей используются сшитые и несшитые полимерные системы на основе гуаровой смолы, несшитые полимерные системы на основе производных целлюлозы или производных крахмала, содержащий фермент β-маннаназу, дополнительно содержит ксиланазу и амилазу, и носитель или растворитель, где в качестве носителя используется полимер природного происхождения - крахмал пищевой; а в качестве растворителя - одно-, или двух, или трехатомный спирт, или их смесь и вода, в качестве которой применяют воду питьевую, при следующем соотношении компонентов, % масс.: β-маннаназа 0,0001-0,001, ксиланаза 0,0001-0,001, амилаза 0,0001-0,001, природный полимер - остальное, или β-маннаназа 0,0001-0,001, ксиланаза 0,0001-0,001, амилаза 0,0001-0,001, одно-, или двух-, или трехатомный спирт или их смесь 40,0-60,0, вода - остальное. Технический результат – обеспечение возможности точного дозирования деструктора, что повышает эффективность его применения, а также применение при температуре 20-80°С и ниже. 9 пр., 5 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составу и способу его применения для обработки – очистки забоя скважины и призабойной зоны пласта (ПЗП) от солеотложений сульфатов бария и кальция, а также может найти применение для разрушения корки бурового раствора на месторождениях, где бурение и вскрытие продуктивных пластов осуществляется на утяжеленных буровых растворах, содержащих сульфат бария. Состав для обработки призабойной зоны пласта от солеотложений сульфатов бария и кальция содержит в качестве комплексообразующего вещества этилендиаминтетрауксусную кислоту, в качестве гидроксида щелочного металла – гидрат окиси калия, поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВУПАВ» и воду при следующем соотношении компонентов, % мас.: этилендиаминтетрауксусная кислота – 25,0, гидрат окиси калия – 20,0, «Нефтенол ВУПАВ» – 0,1-2,0, пресная вода – остальное. Описан также способ обработки призабойной зоны пласта, включающий промывку скважины, закачку активного реагента, выдержку его для реагирования с кольматирующими веществами, отбор отработанного состава, удаление продуктов реакции из пласта и введение скважины в эксплуатацию, процесс закачки и отбора отработанного активного реагента производят циклически, до восстановления естественной проницаемости призабойной зоны пласта. После отбора отработанный активный реагент регенерируют добавлением раствора кислоты. В качестве активного реагента используется состав, содержащий этилендиаминтетрауксусную кислоту, гидрат окиси калия, «Нефтенол ВУПАВ» и пресную воду в указанном выше количестве, при разбавлении его водой в от 1:0 (без разбавления) до 1:40 по массе. Технический результат – обеспечение растворения и извлечение из ПЗП кольматантов – отложений сульфата бария и кальция, возможность многократного использования активного реагента, исключение коррозионно-агрессивного воздействия на наземное и забойное оборудование, так как предлагаемые щелочные растворы стабильны при хранении и не оказывают коррозионного воздействия на оборудование из углеродистой и нержавеющей сталей в используемых концентрациях, снижение опасности ведения работ с точки зрения правил техники безопасности, так как в предлагаемом способе не используются сильные минеральные кислоты, повышение эффективности обработки ПЗП, представленной карбонатными породами или же имеющими карбонатный цемент, так как активный реагент, помимо сульфата бария, в растворенное состояние переводит CaSO4 и СаСО3. 2 н.п. ф-лы, 1 табл., 7 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для интенсификации добычи нефти и освоения скважин путем кислотной обработки высокотемпературных коллекторов. Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов содержит, % мас: ингибитор коррозии ИНВОЛ-2 0,1-0,5, амфолитное поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВУПАВ» 0,5-1,5 и гликолевую кислоту остальное до 100. Достигаемый технический результат заключается в обеспечении более эффективного растворения породы, увеличения проницаемости коллекторов, исключения образования осадков при контакте кислотного технологического раствора с породой и снижения коррозионной активности стали при повышенных пластовых температурах. 8 пр., 5 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности растворения терригенного коллектора, в том числе с повышенным содержанием глин и в широком диапазоне пластовых температур, предотвращение образования вторичных осадков в условиях повышенных пластовых температур за счет снижения межфазного натяжения на границе с углеводородами с одновременным замедлением процесса гидролиза и снижением коррозионной активности. Сухокислотный состав для кислотных обработок терригенных коллекторов содержит, мас.%: хлорид аммония 25,0-35,0; фторид аммония 2,0-6,0; ингибитор кислотной коррозии Инвол 2Б 0,05-0,15; ингибитор кислотной коррозии Сонкор 9510К 0,05-0,15; амфолитное поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВУПАВ» 0,5-1,5; полиоксиэтиленгликолевые эфиры высших жирных кислот - препарат ОС-20 2,0-5,5; лимонную кислоту 10,0-20,0; сульфаминовую кислоту остальное. 5 табл., 8 пр.

Предложенное изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к загущенным составам на водной основе для проведения технологических операций, таких как гидравлический разрыв пласта, направленные кислотные обработки, ограничение водопритоков, глушение скважин и др. Вязкоупругая композиция для применения в технологиях добычи нефти и газа включает цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество, неорганическую водорастворимую соль или сочетание неорганических водорастворимых солей и воду. Дополнительно содержит алканоламин и может содержать органическую соль трехвалентного металла, в качестве которой используется ацетат хрома, а в качестве неорганических водорастворимых солей используются соли трехвалентных металлов: хлорид алюминия (III) или хлорид железа (III), и могут использоваться соли одновалентных металлов, такие как хлорид натрия, или хлорид калия, или нитрат натрия, и/или двухвалентных металлов - хлорид кальция, или хлорид магния, или нитрат кальция, или смесь солей одновалентных и/или двухвалентных металлов. В качестве алканоламина используется моноэтаноламин, или диэтаноламин, или триэтаноламин, или диметилэтаноламин, или их смесь. Композицию применяют при следующем соотношении компонентов, % масс.: цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВУПАВ» 1,0-5,0; хлорид алюминия (III), или хлорид железа (III), или ацетат хрома (III) 0,01-0,5; хлорид натрия, или хлорид калия, или нитрат натрия, или их смесь 0,0-20,0; хлорид кальция, или хлорид магния, или нитрат кальция, или их смесь 0,0-40,0; моноэтаноламин, или диэтаноламин, или триэтаноламин, или диметилэтаноламин, или их смесь 0,01-0,5; пресная вода - остальное. Технический результат - получение более вязких систем при меньшей концентрации ПАВ, что позволяет значительно сократить расход реагентов при проведении технологических операций на скважинах. 2 табл., 7 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Тампонажный раствор для строительства и ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях низких температур содержит 50,0-65 мас.% глиноземистого цемента, 4,0-19,0 мас.% метакаолина, 0,1-1,0 мас.% пластификатора, 0,001-0,01 мас.% ускорителя схватывания и воду до 100 %. При этом в качестве пластификатора используется суперпластификатор марки Melflux PP100F, а в качестве ускорителя схватывания используют карбонат калия, или карбонат натрия, или карбонат лития. Техническим результатом является обеспечение контролируемых сроков загустевания и сроков схватывания в условиях низких температур, а также получение цементного камня высокой прочности. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Тампонажный материал для ремонта нефтяных и газовых скважин содержит фенолформальдегидную смолу (35,0-67,5 мас.%), пластификатор (20,0-30,0 мас.%), отвердитель (5,0-15,0 мас.%), модификатор отвердителя (5,0-15,0 мас.%) и ингибитор коррозии (1,0-5,0 мас.%). При этом в качестве смолы используют фенолформальдегидную смолу резольного типа. В качестве пластификатора используют моноэтиленгликоль (МЭГ), или диэтиленгликоль (ДЭГ), или триэтиленгликоль (ТЭГ). В качестве отвердителя используют 5-24%-ный раствор соляной кислоты. В качестве модификатора отвердителя используют резорцин или пирокатехин. В качестве ингибитора коррозии используют ингибитор коррозии марки ИКУ-128, который представляет собой раствор оксиэтилированных четвертичных пиридиниевых аммониевых солей. Технический результат заключается в обеспечении возможности контроля сроков затвердевания, контроля прочности после затвердевания, а также в отсутствии воздействия на обсадную колонну в скважине. 1 табл., 3 пр.

Изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов. Технический результат - повышение ингибирующей способности способа, обеспечение предотвращения образования гидратов как по кинетическому, так и одновременно по кинетическому и термодинамическому механизмам, расширение температурного диапазона его применимости, возможность предотвращения образования льда в ингибируемой среде в низкотемпературных условиях, упрощение процессов перекачки и дозирования композиции, используемой при проведении данного способа. Способ ингибирования гидратообразования путем ввода в ингибируемую среду композиции, содержащей водорастворимый полимер, поверхностно-активное вещество - ПАВ, пеногаситель, воду и растворитель: метанол, этанол, моно- и олигомерные этиленгликоли, моно- и олигомерные пропиленгликоли, глицерин, моноалкиловые эфиры С1-С4 моно- и олигомерных этиленгликолей, моноалкиловые эфиры С1-С4 моно- и олигомерных пропиленгликолей, этаноламины или их смесь, отходы химических производств, представляющие собой побочные продукты гидратации этиленоксида и пропиленоксида, кубовые остатки производств алкиловых эфиров моноэтиленгликоля, где в качестве ПАВ использовано соединение, выбранное из группы соединений, имеющих указанные формулы, при следующем соотношении компонентов, % мас.: водорастворимый полимер 1,0-25,0, ПАВ 2,0-20,0, пеногаситель 0-10,0, вода 0-15,0, растворитель остальное. 1 табл., 6 пр.

Изобретение относится к составам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья. Ингибитор гидратообразования в углеводородном сырье содержит водорастворимый полимер, поверхностно-активное вещество - ПАВ, пеногаситель, воду и растворитель: метанол, этанол, моно- и олигомерные этиленгликоли, моно- и олигомерные пропиленгликоли, глицерин, моноалкиловые эфиры С1-С4 моно- и олигомерных этиленгликолей, моноалкиловые эфиры С1-С4 моно- и олигомерных пропиленгликолей, этаноламины или их смесь, отходы химических производств, представляющие собой побочные продукты гидратации этиленоксида и пропиленоксида, кубовые остатки производств алкиловых эфиров моноэтиленгликоля, где ПАВ выбраны из приведенной группы, включающей соединения приведенной формулы, при следующем соотношении компонентов, % мас.: водорастворимый полимер 1,0-25,0, ПАВ 2,0-20,0, пеногаситель 0-10,0, вода 0-15,0, растворитель остальное. Технический результат - повышение ингибирующей способности состава, обеспечение предотвращения образования гидратов как по кинетическому, так и одновременно по кинетическому и термодинамическому механизмам, расширение температурного диапазона применимости ингибитора, обеспечение возможности предотвращения образования льда в ингибируемой среде в низкотемпературных условиях, улучшение вязкостных свойств. 6 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной нефтяной залежи в низкопроницаемом терригенном коллекторе заводнением. В способе разработки обводненной нефтяной залежи с низкопроницаемым терригенным коллектором путем последовательной закачки в нагнетательные скважины экранирующих буферных оторочек и промежуточной оторочки низковязкой гелеобразующей композиции экранирующие буферные оторочки представляют собой водно-полимерный раствор, содержащий, масс. %: высокомолекулярный сульфонированный полиакриламид AN 125 со степенью сульфонирования 25% мол., м.м. 8 млн ед., 0,01-0,3, ацетат хрома 0,001-0,03, пресная вода остальное, а в качестве промежуточной оторочки низковязкой гелеобразующей композиции используют состав, содержащий, масс. %: хлорид или полиоксихлорид алюминия 2,0-10,0, ацетат натрия 0,25-5,0, карбамид 0,25-15,0, пресная или минерализованная вода остальное, каждую экранирующую буферную оторочку используют в объеме, равном 10-100% от объема промежуточной оторочки. Технический результат - повышение степени охвата пласта заводнением за счет обеспечения максимальной глубины проникновения в пласт промежуточной оторочки низковязкой гелеобразующей композиции с увеличенным временем гелеобразования и высокими структурно-механическими свойствами, что является следствием использования указанной совокупности оторочек с оптимизированными рецептурами. В результате достигается предотвращение разбавления гелеобразующей композиции пластовой и закачиваемой водой. 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - снижение скорости гидролиза сульфаминовой кислоты и возможность применения сухокислотного состава при температурах до 90°C без образования вторичных осадков, технологичность приготовления, выражающаяся в возможности дозирования состава при закачке пресной или минерализованной воды в скважину без введения дополнительных компонентов. Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов содержит, мас.%: хлорид аммония 40,0-60,0; амфолитное поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВУПАВ» 0,2-1,5; ингибитор коррозии «ИКУ-128», представляющий собой четвертичное аммониевое соединение, 0,1-0,4; сульфаминовая кислота - остальное, при этом поверхностно-активное вещество и ингибитор коррозии наносятся на поверхность сульфаминовой кислоты и хлорида аммония путем перемешивания в реакторе сухого смешения. В способе кислотной обработки скважин водным раствором сухокислотного состава в скважину закачивают пресную или минерализованную воду, в которую вводят 3-6 мас.% указанного выше сухокислотного состава. 2 н.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к эмульгаторам инвертных эмульсий и может быть использовано при получении однородных смесей несмешивающихся жидкостей, представляющих собой двухфазные системы, применяющиеся в нефте- и газодобывающей промышленности, в том числе для бурения и глушения скважин, а также увеличения нефтеотдачи пластов заводнением. Эмульгатор инвертных эмульсий включает маслорастворимое поверхностно-активное вещество в виде смеси сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, а также смоляных кислот и триэтаноламина, водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество и углеводородный растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%: маслорастворимое поверхностно-активное вещество 18÷50, водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество 2÷20, углеводородный растворитель - остальное. Водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество получено сульфированием жира сульфирующим агентом с последующей нейтрализацией реакционной массы до рН 6-7 щелочным агентом и отделением образующейся водной фазы, где в качестве жира используют технические рыбьи жиры - отходы рыбоперерабатывающей отрасли, а в качестве сульфирующего агента используют смесь минерального масла, неионогенных поверхностно-активных веществ и олеума, при этом в качестве минерального масла используется индустриальное масло И-Л-А-10 или И-ЛГ-А-15, в качестве неионогенных поверхностно-активных веществ - Неонол АФ9-6 или Неонол АФ9-12 в соотношении масло : ПАВ : олеум, равном 0,5:0,5:1,0 по массе. Сульфирование проводят в реакторе при постоянном перемешивании и температуре 50-110°C в течение 1,5-30 мин при массовом соотношении рыбий жир : сульфирующий агент, равном 1,0:(0,1÷0,3), в качестве щелочного агента используют 5-10%-ный водный раствор гидроксида натрия или триэтаноламин. В качестве углеводородного растворителя используют арктическое дизельное топливо, или авиакеросин марки ТС-1, или трансформаторное масло ВГ. Приготовление эмульгатора включает введение в смесь поверхностно-активных веществ углеводородного растворителя и перемешивание до образования гомогенного продукта. Технический результат – обеспечение устойчивых обратных эмульсий, которые не разрушаются при температуре 90°С в течение 24 часов и при температуре 20°С в течение 8 часов, возможность образования прямых эмульсионных растворов и эффективность в случае применения для повышения нефтеотдачи пласта. 2 табл., 3 пр.

Изобретение относится к составам для ингибирования образования газовых гидратов по кинетическому механизму в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в нефтегазовой отрасли для предотвращения образования техногенных газовых гидратов. Состав кинетического ингибитора гидратообразования содержит четвертичное аммониевое соединение, водорастворимый полимер, оксиэтилированный и/или оксипропилированный амин, оксиэтилированный и/или оксипропилированный диол, алифатический спирт с числом атомов углерода от 5 до 6, метанол или этанол, или метанол или этанол с водой, или смесь метанола и этанола с водой при следующем соотношении компонентов, % масс.: четвертичное аммониевое соединение 10,0-50,0, водорастворимый полимер 1,0-10,0, оксиэтилированный и/или оксипропилированный амин 1,0-10,0, оксиэтилированный и/или оксипропилированный диол 0,0-10,0, алифатический спирт с числом атомов углерода от 5 до 6 0,0-20,0, метанол или этанол, или метанол или этанол с водой, или смесь метанола и этанола с водой - остальное. Технический результат - снижение содержания полимерной основы, приводящей к понижению динамической вязкости ингибитора, снижение температуры застывания и достижение аналогичной или более высокой ингибирующей способности. 1 ил., 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения и промывки скважин. Состав полисахаридной жидкости для промывки скважин или промысловых трубопроводов или глушения скважин, полученный растворением биоцида «Биолан» в пресной или минерализованной воде, представленной преимущественно раствором одновалентных катионов, растворением и гидратацией в полученном растворе гуарового загустителя, последующим введением комплексного реагента Нефтенол УСП с перемешиванием до получения мицеллярной дисперсии, с последующим добавлением борного сшивающего агента СП-РД и перемешиванием до полного сшивания, при следующем соотношении компонентов, мас.%: гуаровый загуститель 0,2-1,0, указанный сшивающий агент 0,2-1,0, реагент Нефтенол УСП 6,0-10,0, биоцид «Биолан» 0,004-0,01, указанная вода - остальное. Способ промывки скважин и очистки интервала перфорации от асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах с аномально низким пластовым давлением, включающий закачку указанного выше состава в затрубное пространство скважины в качестве блокирующей пачки, выдержку для размещения ее на забое скважины, последующую обратную промывку скважины закачкой в затрубное пространство скважины промывочной жидкости, в качестве которой используют подогретый до 30-40°C водный раствор реагента Нефтенол УСП с концентрацией 60-100 л на 1 м3 пресной или минерализованной воды, объем блокирующей пачки определяют расчетным путем с учетом объема зумпфа и оставления стакана, перекрывающего интервал перфорации на 100-200 м, и ее плотность превышает на 20-50 кг/м3 плотность указанной промывочной жидкости. Способ промывки скважин, включающий закачку в скважину указанного выше состава и его циркулирование в полном объеме скважины. Способ промывки промысловых трубопроводов, включающий закачку в промысловый трубопровод подогретой до 30-40°C промывочной жидкости, в качестве которой используют водный раствор реагента Нефтенол УСП с концентрацией 60-100 л на 1 м3 пресной или минерализованной воды, и затем продавку указанного выше состава. Способ промывки промысловых трубопроводов, включающий закачку в промысловый трубопровод указанного выше состава. Технический результат – повышение эффективности обработки. 5 н.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин. Техническим результатом является создание состава пенообразователя с высокой пенообразующей способностью, позволяющего обеспечить эффективное удаление водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин при различной минерализации скважинной жидкости, в широком диапазоне содержания газового конденсата и сохраняющего свои физико-химические свойства при повышенных температурах. Состав содержит ПАВ, антифриз и пресную воду, в качестве ПАВ содержит МОРПЕН, представляющий собой смесь водо- и маслорастворимых алкилсульфатов и сульфоэтоксилатов натрия, в качестве антифриза содержит смесь полиэтиленгликоля и моноэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, мас. %: МОРПЕН-24,0÷75,0; МЭГ-13,3÷40,0; ПЭГ-4,0÷5,0; вода - остальное. Способ приготовления состава включает перемешивание всех его компонентов при комнатной температуре до образования однородного раствора. 1 з.п. ф-лы, 6 табл., 4 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта. Технический результат – повышение однороднсти состава и обеспечение возможности регулирования времени сшивки. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в скважину водного полимердисперсного состава, содержащего полиакриламид - ПАА, сшивающий агент и микроармирующую добавку, и продавку его в пласт водой, используют полимерную композицию, содержащую, масс. %: ПАА частично гидролизованный 12,00-17,00, микрокремнезем или микрокальцит - остальное, в качестве сшивающего агента используют ацетат хрома(III) или сшивающую композицию состава, масс. %: ацетат хрома(III) 2,00-10,00 и 20,0-23,0%-ная соляная кислота - остальное, указанный состав получают введением в воду пресную или минерализованную с плотностью до 1,012 г/см3 указанной полимерной композиции, содержащей микрокремнезем, при перемешивании ее до полной гидратации ПАА и затем введением сшивающего агента - ацетата хрома(III) или указанной сшивающей композиции при закачке в скважину, при следующем соотношении компонентов, масс. %: указанная полимерная композиция, содержащая микрокремнезем 1,0-7,0, ацетат хрома(III) 0,01-0,1 или указанная сшивающая композиция 0,5-1,5, указанная вода остальное, или введением в воду пресную или минерализованную с плотностью до 1,012 г/см3 указанной полимерной композиции, содержащей микрокальцит, при перемешивании ее до полной гидратации ПАА и затем введением сшивающего агента - ацетата хрома(III) при закачке в скважину, при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанная полимерная композиция, содержащая микрокальцит 1,0-7,0, ацетат хрома(III) 0,01-0,1, указанная вода - остальное. 2 табл., 9 пр.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин. Технический результат - повышение пенообразующей способности, обеспечение эффективного удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин при различной минерализации скважинной жидкости, в широком диапазоне содержания углеводородной фазы, сохранение физико-химических свойств пенообразователя при повышенных температурах. Состав для приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин, содержащий поверхностно-активное вещество - ПАВ, мочевину, карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, в качестве ПАВ содержит МОРПЕН, представляющий собой смесь водо- и маслорастворимых алкилсульфатов и сульфоэтоксилатов натрия, при следующем соотношении компонентов, масс. %: МОРПЕН 24,9-28,4, мочевина 71,1-74,6, КМЦ 0,5-1,0. Способ приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин из указанного выше состава, включающий растворение мочевины в ПАВ МОРПЕН при температура 80-90°С до образования истинного раствора, постепенное введение в полученный раствор при перемешивании КМЦ, а затем заливку полученной смеси в формы и полное отверждение состава. 2 н.п. ф-лы, 5 табл., 4 пр.

Изобретение относится к исследованию скважин, а именно к выбору скважин с закольматированной призабойной зоной пласта (ПЗП). Способ включает геофизические исследования скважин, а также лабораторные исследования керна, систематический замер дебита нефти, жидкости. В скважинах проводят гидродинамические исследования с выявлением скважин с повышенным скин-фактором. При этом для поиска проблемных скважин с закольматированной ПЗП используется графическая корреляция текущих значений фактического дебита жидкости скважины (ось Y) и показателя ее потенциала (ось X), рассматривающая сразу все добывающие скважины залежи, запущенные в работу за один период времени. При этом показатель потенциала скважины рассчитывается как произведение величин вскрытой начальной нефтенасыщенной толщины пласта, средней проницаемости ПЗП, разности между текущими пластовым давлением и забойным давлением в скважине, деленное на вязкость добываемой жидкости в пластовых условиях, а вязкость добываемой жидкости рассчитывается как среднее арифметическое от вязкости нефти и воды в пластовых условиях с учетом их содержания в продукции. Проблемными скважинами с вероятной кольматацией ПЗП признаются скважины, точки которых расположены на корреляции заметно ниже прямой, интерполирующей точки, подчиняющиеся прямой зависимости дебита жидкости скважины от ее показателя потенциала. При этом для отмеченных проблемных скважин строятся динамики дебита жидкости, нефти и воды за последний период эксплуатации и для проведения обработки призабойной зоны (ОПЗ) отбираются лишь те проблемные скважины, для которых падение дебита жидкости сопровождается падением дебита нефти. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к селективной изоляции обводненных пропластков в продуктивных разрезах добывающих скважин, обводняющихся краевой водой по пласту. Способ включает закачку гелеобразующего состава в пласт по затрубному пространству скважины, остановленной для проведения текущего ремонта по смене глубинного насоса. Операцию селективной изоляции производят одновременно с глушением скважины. Закачка ведется первоначально при открытой буферной задвижке и при циркуляции скважиной жидкости через НКТ в коллектор. По достижении гелеобразующим составом приема глубинного насоса буферная задвижка закрывается и закачка продолжается в пласт. После гелеобразующего состава в пласт закачивают солевой раствор с удельным весом, необходимым для глушения скважины. После достижения солевым раствором интервала перфорации и продавки необходимого буфера - солевого раствора в пласт буферная задвижка открывается и закачка солевого раствора в скважину продолжается при его циркуляции через НКТ до полного вытеснения в коллектор скважинной жидкости. Способ улучшает условия селективной изоляции, особенно в условиях сниженного пластового давления за счет предотвращения поглощения жидкости глушения в ходе подготовки к ремонту скважин. 5 з.п. ф-лы

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к методам поиска скважин с заколонными перетоками (ЗКЦ) воды. Техническим результатом настоящего изобретения являются повышение эффективности способа выявления скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков воды, за счет повышения надежности исследования скважин путем увеличения длительности анализируемого начального периода их эксплуатации и за счет значительного сокращения затрат времени на исследование. Способ включает замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти, расчет избыточной обводненности продукции и выявление скважин, добывающих избыточную воду. Причем избыточную обводненность рассчитывают как разницу между фактической обводненностью и приемлемой, определяемой по водонасыщенности пласта с использованием функции Баклея-Леверетта. Для поиска скважин с ЗКЦ используется графическая корреляция текущих значений фактической обводненности продукции скважины и текущих значений водонасыщенности пласта в ее интервале вскрытия. Используется расчетная кривая зависимости приемлемой обводненности продукции при вытеснении нефти водой из пласта от текущей его водонасыщенности, причем текущая водонасыщенность пласта в интервалах вскрытия каждой скважины рассчитывается в математической или в гидродинамической модели залежи. Проблемными скважинами с ЗКЦ признаются скважины, расположенные на графической корреляции выше кривой приемлемой обводненности. 2 з.п. ф-лы, 1 ил, 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения скважин. Состав полисахаридного геля для глушения скважин, содержащий минерализованную воду, полученную растворением в пресной воде минеральных солей, и полисахаридный загуститель, содержит в качестве минеральной соли хлорид кальция и/или нитрат кальция, в качестве полисахаридного загустителя - биополимер «Биомикс Плюс» и дополнительно биоцид «Биолан» при следующем соотношении компонентов, масс. %: биоцид «Биолан» 0,001-0,010, биополимер «Биомикс Плюс» 0,3-1,5, хлорид кальция 0,0-35,0, нитрат кальция 0,0-60,0, пресная вода - остальное. Технический результат - повышение плотности, снижение фильтрации. 6 пр., 2 табл.

Изобретение относится к составу тампонажного раствора.Тампонажный раствор, содержит 46,0-75,0 мас.% вяжущего материала, в качестве которого используется портландцемент тампонажный класса G, или цементная смесь ЦС БТРУО “Микро”, или смесь глиноземистого цемента ГЦ-40 и микроцемента ЦС БТРУО “Микро” в массовом соотношении 3:7, или смесь глиноземистого цемента ГЦ-40 и портландцемента ПЦТ 50 в массовом соотношении 1:4; 1,0-4,0 мас.% ПАВ, в качестве которого используется смесь эмульгатора МР-150 с алкилбензосульфонатом кальция и эмульгатором ОП-4 в массовом соотношении, равном 1:4:9; или смесь эмульгатора МР-150 с алкилбензосульфонатом кальция, гидрофобизатором АБР и нефтенолом ВКС-Н в массовом соотношении, равном 4:4:3:3; 9,0-27,0 мас.% дизельного топлива; 0,0-0,5 мас.% хлористого кальция; 0,0-2,0 мас.% микрокремнезема конденсированного МК-85 и пресную воду - остальное. Технический результат- повышение текучести, снижение водоотдачи, повышение прочности и долговечности цементного камня. 2 табл.

Изобретение относится к области подготовки нефти на объектах нефтегазодобывающих месторождений, а именно к составам для разрушения водонефтяной эмульсии и очистки сточных вод. Изобретение касается состава, содержащего блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе глицерина (15,0-50,0% масс.), блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе этилендиамина (15,0-70,0% масс.), продукт конденсации оксиэтилированного нонилфенола с различной степенью оксиэтилирования с полиоксиметиленом и диамидом угольной кислоты (1,0-10,0% масс.) в растворителе - смеси нефраса с метанолом или метанола и пресной воды (остальное). Технический результат - повышение скорости и полноты разрушения эмульсии, стабилизированной тонкодисперсной механической примесью. 4 табл., 5 пр.

Изобретение относится к области подготовки нефти на объектах нефтегазодобывающих месторождений, а именно к составам для разрушения водонефтяной эмульсии и очистки сточных вод. Изобретение касается состава, содержащего блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе глицерина (15,0-50,0 мас.%), блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе этилендиамина (15,0-50,0 мас.%), продукт конденсации оксиэтилированного нонилфенола с различной степенью оксиэтилирования с полиоксиметиленом и диамидом угольной кислоты (1,0-5,0 мас.%), смесь оксиэтилированного нонилфенола и триэтаноламиновой соли сульфоэтоксилата оксиэтилированного нонилфенола (1,0-5,0 мас.%), водно-спиртовой раствор алкилфосфатов (1,0-5,0 мас.%) в растворителе - смеси нефраса с метанолом или метанола и пресной воды (остальное). Технический результат - повышение скорости и полноты разрушения эмульсий с одновременной защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии. 4 табл., 5 пр.

Изобретение относится к области подготовки газового конденсата с одновременной защитой промыслового оборудования от коррозии на объектах газоконденсатных месторождений. Изобретение касается состава, содержащего блоксополимер оксидов этилена и пропилена на основе глицерина (5,0-15,0% масс.), блоксополимер оксидов этилена и пропилена на основе этилендиамина (25,0-70,0% масс), тетрогидро-1,4-оксазина (0,1-0,35% масс.), смеси оксиэтилированного нонилфенола и триэтаноламиновой соли сульфоэтоксилата оксиэтилированного нонилфенола (1,0-5,0% масс.), водно-спиртового раствора алкилфосфосфатов (1,0-5,0% масс.) в растворителе - смеси метанола и пресной воды (остальное). Технический результат - повышение скорости и полноты разрушения эмульсий с одновременной защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии. 4 табл., 5 пр.
Изобретение относится к области нефтяной промышленности и предназначено для исследования процесса внутритрубной деэмульсации. Способ исследования процесса внутритрубной деэмульсации включает в себя подготовку модели пластовой воды, состав которой соответствует ионному составу пластовой воды месторождения, формирование холостой и рабочей пробы, установление проб на возвратно-поступательный шейкер, перемещающийся со скоростью, эквивалентной скорости движения эмульсии при внутритрубной деэмульсации, при этом время и температуру перемешивания задают соответствующими внутритрубной деэмульсации, введение в рабочие пробы деэмульгатора и ингибиторов коррозии и солеотложения в последовательности, концентрациях и количестве, моделирующих локальную дозировку реагентов в точках подачи в реальной системе внутритрубной деэмульсации, выдерживание их в течение 20-24 часов при комнатной температуре, определение количественного содержания солюбилизированной нефти в водной фазе и получение вывода о влиянии ингибиторов коррозии и солеотложения на количественное содержание солюбилизированной деэмульгатором нефти. При этом холостая и рабочая пробы состоят из водонефтяной эмульсии, приготовленной из безводной нефти исследуемого месторождения и подготовленной модели пластовой воды, пробы получают перемешиванием в течение 30-35 минут со скоростью вращения мешалки не менее 2600 об/мин. Заявленный способ обеспечивает учет взаимного влияния ингибиторов солеотложения и коррозии на количественное содержание солюбилизированной деэмульгатором нефти. 5 табл., 1 пр.
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.
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 газовой промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих газовых скважин, в том числе используемых для подземного хранения газа. Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами включает создание фильтра путем приготовления и закачки отверждающегося полимерного состава в призабойную зону. При этом перед и после указанным составом закачивается растворитель, объем которого составляет 10-30% об. от полимерного состава. После чего скважину продувают потоком газа и производят выдержку на реагирование и отверждение состава. Причем качестве отверждающегося полимерного состава используется смесь кремнийорганической смолы и растворителя Химеко-П - 95,0-98 мас.%: отвердитель АГМ-9 - 5,0-2,0 мас.%, представляющий собой аминопропилтриэтоксисилан. В качестве растворителя используется ксилол или смесь кубовых остатков ректификации КОРЭ 0,0-100 мас.% и 100,0-0,0 мас.% ароматического растворителя Нефрас А. Техническим результатом является повышение эффективности способа. 1 ил., 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонту и креплению скважин, и может быть использовано при ремонтно-изоляционных работах в скважинах для изоляции посторонних вод и газопереточных каналов в цементном кольце за эксплуатационной колонной. Технический результат - расширение номенклатуры высокотехнологичных тампонажных растворов с повышенной проникающей способностью и ультранизкой водоотдачей, предназначенных для ремонтно-изоляционных работ. Тампонажный раствор содержит, мас.ч. на 100 мас.ч. микроцемента ЦС БТРУО «Микро»: понизитель фильтрации «ПФ-ВМЦ» 0,25-0,75, замедлитель схватывания «ЗС-ВМЦ» 0,50-3,00, микрокремнезем МК-85 0,00-10,00, пеногаситель 0,10-0,30, вода пресная 70,0-80,0. 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к строительству скважин различного назначения, к ремонтно-изоляционным работам в скважинах, а также используется при ликвидации водопроявлений в процессе бурения скважин. Технический результат - снижение фильтратоотдачи, повышение седиментационной устойчивости. Тампонажный состав, содержащий вяжущее и углеводородную жидкость модифицированную ПАВ, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости модифицированной ПАВ применяется углеводородная жидкость «ДС БТРУО», а в качестве вяжущего содержит портландцементные тампонажные смеси: цементная смесь БТРУО «Стандарт» с удельной поверхностью не менее 300,0 м2/кг; цементная смесь БТРУО «Медиум» с удельной поверхностью не менее 500,0 м2/кг; цементная смесь БТРУО «Микро» с удельной поверхностью не менее 900,0 м2/кг, соответственно, дополнительно содержит поверхностно-активное вещество «ПАВ БТРУО», маслорастворимый полимер, в качестве которого используют 20% растворы полиизобутилена в углеводородном растворителе: ПИБ 15 или ПИБ 20, или ПИБ 30 и тонко дисперсный кремнесодержащий наполнитель, в качестве которого используются микрокремнезем или опока молотая, или диатомит молотый при следующем соотношении компонентов, масс.%: вяжущее: цементная смесь БТРУО «Стандарт», или БТРУО «Медиум», или БТРУО «Микро» 59,0÷71,0, поверхностно-активное вещество «ПАВ БТРУО» 0,2÷0,5, маслорастворимый полимер - 20% растворы полиизобутилена в углеводородном растворителе: ПИБ 15, или ПИБ 20, или ПИБ 30 1,0÷10,0, тонкодисперсный кремнесодержащий наполнитель: микрокремнезем, или опока молотая, или диатомит молотый 1,0÷7,0, углеводородная жидкость «ДС БТРУО» остальное. 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной нефтяной залежи в терригенном коллекторе заводнением
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам обработки зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности

Изобретение относится к нефтяной промышленности
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам обработки зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида

Изобретение относится к турбинным маслам, в частности композиции присадок в их составе
Изобретение относится к составам турбинных масел, применяемым в маслосистемах для смазки турбокомпрессоров, в качестве гидравлической жидкости в системах регулирования этих агрегатов

Изобретение относится к нефтяной промышленности
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при интенсификации притоков продукции пласта и, в частности, нефти и газа
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при интенсификации притоков продукции пласта и, в частности, нефти и газа
Изобретение относится к разработке залежи нефти, характеризующейся геологической неоднородностью ее коллектора
Изобретение относится к составам турбинных масел, в частности композиции присадок, добавляемой в масло

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к жидкостям для гидравлического разрыва пласта - ГРП на водной основе
Изобретение относится к добыче нефти из пласта и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для увеличения текущей нефтеотдачи пласта, а также для интенсификации работы добывающих скважин
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к изоляции пластовых вод в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах с пластовой температурой 100°С и выше

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения и промывки скважин

 


© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности
Наверх