Патенты автора Елисеев Дмитрий Юрьевич (RU)
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 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.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ ПОЛИМЕР-ДИСПЕРСНОГО СОСТАВА // 2627502
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 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.
ВЫСОКОПРОНИКАЮЩИЙ ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР // 2513220
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.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ // 2439301
Изобретение относится к разработке залежи нефти, характеризующейся геологической неоднородностью ее коллектора
СОСТАВ, СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ ИНВЕРТНОЙ МИКРОЭМУЛЬСИИ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ // 2381250
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
