Патенты автора Мухин Михаил Михайлович (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, 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. 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.

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 нефтегазодобывающей промышленности

Изобретение относится к нефтяной промышленности

 


Наверх