Патенты автора Малкин Денис Наумович (RU)
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.
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 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.
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 нефтегазодобывающей промышленности, в частности к жидкостям для гидравлического разрыва пласта - ГРП на водной основе
