Состав для приготовления гидрофобной эмульсии и гидрофобная эмульсия

Авторы патента:

E21B43/02 - подземное фильтрование (E21B 43/11 имеет преимущество)

C09K8/04 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2296791:

Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" ОАО "НИИнефтепромхим" (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к составам для приготовления гидрофобных эмульсий и к гидрофобным эмульсиям, применяемым при заканчивании, глушении нефтяных и газовых скважин, в качестве базового реагента для приготовления технологических жидкостей в технологических процессах повышения нефтеотдачи пластов и капитальных ремонтов скважин, для обеспечения фильтрации между нефтяным или газовым пластом и скважиной в процессе ее эксплуатации, а также при разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений на любой стадии заводнения, увеличения нефтеотдачи пласта. Технической задачей является создание состава для приготовления гидрофобной эмульсии и создание гидрофобной эмульсии с низкой температурой застывания, обеспечивающей снижение глубины проникновения ее в пласт и обеспечение термостабильности эмульсии при закачке ее в призабойную зону скважины с высокими пластовыми температурами, сохранение фильтрационных характеристик пород призабойной зоны, создание благоприятных условий притока жидкости на забой скважин при их освоении. Поставленная задача решается тем, что состав для приготовления гидрофобной эмульсии включает поверхностно-активное вещество - продукт взаимодействия алканоламина и смеси жирных кислот предельного и непредельного ряда с углеводородным радикалом C₈-C₂₄ при их мольном соотношении 1-4:1 соответственно. Гидрофобная эмульсия включает в себя состав для приготовления гидрофобной эмульсии, хлорид кальция, воду и дополнительно углеводородный растворитель. 2 н.з. ф-лы, 3 табл.

Известен гидрофобный эмульсионный состав, содержащий углеводородный растворитель, отход производства ланолина - кислоты шерстного жира, обработанного триэтаноламином, водный раствор хлорида кальция (а.с. СССР №1808859, С 09 К 7/06, 15.04.1993 г.).

Известна гидрофобная микроэмульсия, содержащая жидкий углеводород, Нефтенол НЗ-углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина, водный раствор хлористого кальция (патент РФ №2110675, Е 21 В 43/22, 10.05.98 г.).

Наиболее близкой к заявленному по технической сущности является гидрофобная эмульсия, содержащая водный раствор хлористого кальция, поверхностно-активное вещество, углеводородный растворитель и сажу (патент РФ №2232872, Е 21 В 43/02, 20.07.2004 г.).

Недостатком известных гидрофобных эмульсий является малая устойчивость во времени, высокая температура застывания, низкая термостойкость.

Задачей, на решение которой направлено данное изобретение, является создание состава для приготовления гидрофобной эмульсии и создание гидрофобной эмульсии с низкой температурой застывания, обеспечивающей снижение глубины проникновения ее в пласт и обеспечение термостабильности эмульсии при закачке ее в призабойную зону скважины с высокими пластовыми температурами, сохранение фильтрационных характеристик пород призабойной зоны, создание благоприятных условий притока жидкости на забой скважин при их освоении.

Поставленная задача решается так, что состав для приготовления гидрофобной эмульсии, включающий поверхностно-активное вещество (ПАВ), углеводородный растворитель и сажу, в качестве поверхностно-активного вещества, содержит продукт взаимодействия (ПВ) алканоламина и смеси жирных кислот предельного и непредельного ряда с углеводородным радикалом C₈-C₂₄ при мольном соотношении алканоламин:смесь жирных кислот, равном (1-4):1, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Поверхностно-активное вещество, указанное выше	- 4-10
Сажа	- 45-55
Углеводородный растворитель	- остальное

В варианте гидрофобная эмульсия, включающая водный раствор хлорида кальция и углеводородную фазу, в качестве углеводородной фазы содержит состав по п.1 и дополнительно углеводородный растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Состав по п.1	- 2,5-8,0
Углеводородный растворитель	- 2,5-8,0
Хлорид кальция	- 15-45
Вода	- остальное

Продукт взаимодействия алканоламина и смеси жирных кислот предельного и непредельного ряда с углеводородным радикалом C₈-C₂₄ при мольном соотношении алканоламин:смесь жирных кислот, равном (1-4):1, получают путем нагревания и перемешивания при атмосферном давлении и температуре 120-150°С в течение 4-6 ч.

В качестве алканоламина берут моноэтаноламин (ТУ 6-02-915-84) или диэтаноламин (ТУ 6-09-2652-91), или триэтаноламин марки В (ТУ 6-02-916-79).

В качестве жирных кислот для получения продукта взаимодействия используют, например, талловое масло, растительное масло (соевое, пальмовое, рапсовое, кокосовое, льняное, касторовое, хлопковое), а также смеси жирных кислот предельного и непредельного ряда с углеводородным радикалом С₈-С₂₄.

Примеры 1-3 описывают получение продукта взаимодействия алканоламина и смеси жирных кислот.

Пример 1. В реактор емкостью 2000 л, оснащенный мешалкой и сливным устройством на дне, загружают 700 кг (0,79 моль) нерафинированного рапсового масла с содержанием свободных жирных кислот 2,35% и при перемешивании подают 174,5 кг (2,86 моль) моноэтаноламина (1:3,6). Температуру в реакторе доводят до 130°С и перемешивают при заданной температуре в течение 5 часов. После чего реакционную массу охлаждают до 25±5°С. Степень конверсии по свободным аминам составляет 96% (образец 1, табл.1).

Пример 2. В трехгорлую колбу, снабженную мешалкой, обратным холодильником и термометром, загружают 50 г (0,15 моль) таллового масла с кислотным числом 168,1 мг КОН/г и 13 г (0,21 моль) моноэтаноламина (1:1,4). Реакционную массу нагревают при перемешивании до 150°С и ведут процесс в течение 4 часов. Затем полученный продукт охлаждают до 25±5°С. Степень конверсии равна 74% (образец 2, табл.1).

Пример 3. В трехгорлую колбу, снабженную мешалкой, обратным холодильником и термометром, загружают 50 г (0,17 моль) смеси жирных кислот предельного и непредельного ряда фракций С₁₆-С₂₂ с кислотным числом 180,6 мг КОН/г и при перемешивании добавляют 14 г (0,23 моль) моноэтаноламина (1:1,4). Реакционную массу нагревают до 120°С и выдерживают в течение 6 часов. По окончании процесса реакционную массу охлаждают до 25±5°С. Степень конверсии составляет 97% (образец 3, табл.1).

Примеры 4-9. В качестве алканоламина используют диэтаноламин или триэтаноламин. Технологические параметры получения активной основы и мольные соотношения реагентов представлены в таблице 1.

Продукт взаимодействия моноэтаноламина и смеси жирных кислот представляет собой мазеобразное вещество от коричневого до темно-коричневого цвета с температурой плавления 40-60°С.

Продукт взаимодействия диэтаноламина (триэтаноламин) и смеси жирных кислот представляет собой вязкую жидкость от темно-желтого до коричневого цвета. Плотность при 20°С - 930-960 кг/м³.

В качестве сажи используют технический углерод по ГОСТ 7885-86.

В качестве углеводородного растворителя используют, например, низкозастывающие фракции или товарные среднедистиллятные топлива, например топливо для реактивных двигателей марок ТС-1 (ТС-1), РТ (РТ) по ГОСТ 10227-86, топливо дизельное (ТД) по ГОСТ 305-82, нефрас-С4-155/200 (нефрас-С) по ГОСТ 3134-78, нефрас-А-130/150 (нефрас-А) по ГОСТ 10214-78.

Состав для приготовления гидрофобной эмульсии получают путем растворения продукта взаимодействия в углеводородном растворителе при перемешивании при Т=20-60°С, с последующим добавлением сажи и перемешивания до получения однородной массы.

Пример 1. 1 г продукта взаимодействия (ПВ-1, табл.1) растворяют в 4 г топлива для реактивных двигателей ТС-1 при температуре 25°С. В приготовленный раствор при перемешивании добавляют 5 г сажи до получения однородной массы. Полученный продукт представляет собой однородную рыхлую массу черного цвета.

Примеры 2-20. Готовят состав аналогично примеру 1, изменяя качественный и количественный состав компонентов. Данные по составу представлены в таблице 2.

Полученные по примерам 1-20 (табл.2) составы для приготовления гидрофобной эмульсии используют для получения гидрофобной эмульсии.

Гидрофобные эмульсии готовят путем смешения состава (табл.2) с углеводородным растворителем и последующим смешением полученной суспензии с 20-50% водным раствором хлористого кальция.

Для приготовления 20-50% водного раствора хлорида кальция применяют хлористый кальций - кальцинированный, плавленный или жидкий по ГОСТ 450-77.

Пример 1. В пробирку помещают 1 г состава гидрофобной эмульсии (состав 1, табл.2) и добавляют 1 г топлива для реактивных двигателей ТС-1. Затем приливают 6,5 г хлорида кальция, растворенного в 18,5 г воды. Закрывают притертой крышкой и энергично встряхивают до образования однородной эмульсии. Полученная гидрофобная жидкость (пример 1, табл.3) имеет следующие характеристики:

- плотность при 20°С - 1,1 г/см³;

- устойчивость во времени >40 суток;

- термостабильность - 50 ч;

- температура застывания -8°С.

Примеры 2-60. Готовят гидрофобную эмульсию аналогично примеру 1, изменяя соотношение компонентов. Данные по количественному соотношению компонентов гидрофобной эмульсии и качественным характеристикам приведены в таблице 3.

Полученные гидрофобные эмульсии характеризуются устойчивостью к расслоению, термостабильностью, температурой застывания.

Устойчивость эмульсии определяют визуально по времени начала разложения.

Для определения термостабильности 15 см³ гидрофобной эмульсии наливают в пробирку, герметично закрывают пробкой и помещают в термостат, нагретый до +80°С. Временем стабильности эмульсии считают время от начала испытаний до начала расслоения эмульсии.

Температуру застывания определяют по ГОСТ 20287-91.

Из данных, представленных в таблице 3, видно, что гидрофобные эмульсии, полученные с использованием состава для приготовления гидрофобной эмульсии, характеризуются:

- высокой устойчивостью во времени;

- термостойкостью до + 80°С;

- низкой температурой застывания.

Таблица 1
№ образца ПВ	Исходное сырье	Мольное соотношение	Температура, °С	Длительность, ч	Степень конверсии, %
1.	Рапсовое масло	0,79	130	5	96
	Моноэтаноламин	2,86
2.	Талловое масло	0,15	150	4	74
	Моноэтаноламин	0,21
3.	Смесь жирных кислот фракции C₁₆-C₂₂	0,17	120	6	97
	Моноэтаноламин	0,23
4.	Рапсовое масло	1	130	5	79
	Диэтаноламин	3,6
5.	Талловое масло	1	150	4	99
	Диэтаноламин	1,4
6.	Смесь жирных кислот фракции C₁₆-C₂₂	1	120	6	89
	Диэтаноламин	1,4
7.	Рапсовое масло	1	130	5	77
	Триэтаноламин	4
8.	Талловое масло	1	150	4	80
	Триэтаноламин	2
9.	Смесь жирных кислот фракции C₁₆-C₂₂	1	120	6	91
	Триэтаноламин	1

Таблица 2
№ п/п	Состав, мас.%
ПАВ	Углеводородный растворитель	Сажа
1.	ПВ-1	Топливо для реактивных двигателей ТС-1	50
	10	40
2.	ПВ-2	Дизельное топливо	50
	10	40
3.	ПВ-3	Топливо для реактивных двигателей РТ	50
	10	40
4.	ПВ-4	Нефрас-А-130/150	50
	10	40
5.	ПВ-5	Топливо для реактивных двигателей РТ	50
	10	40
6.	ПВ-6	Нефрас-С4-15 5/200	50
	10	40
7.	ПВ-7	Топливо для реактивных двигателей ТС-1	45
	8	37
8.	ПВ-8	Дизельное топливо	45
	8	37
9.	ПВ-9	Нефрас-С4-155/200	45
	8	37
10.	ПВ-1	Топливо для реактивных двигателей РТ	54
	6	40
11.	ПВ-2	Топливо для реактивных двигателей ТС-1	54
	6	40
12.	ПВ-3	Дизельное топливо	54
	6	40
13.	ПВ-4	Нефрас-А-130/150	52,5
	5,5	42
14.	ПВ-5	Топливо для реактивных двигателей ТС-1	52,5
	5,5	42
15.	ПВ-6	Нефрас-С4-155/200	52,5
	5,5	42
16.	ПВ-7	Топливо для реактивных двигателей ТС-1	55
	4	41
17.	ПВ-8	Дизельное топливо	55
	4	41
18.	ПВ-9	Топливо для реактивных двигателей РТ	55
	4	41
19.	Стеарат Na 10	Топливо для реактивных двигателей ТС-1	50
	по прототипу	40
20.	Стеарат Na 5,5	Топливо для реактивных двигателей ТС-1	52,5
	по прототипу	42

Таблица 3
№ п/п	№ состава из табл.2	Компоненты гидрофобной эмульсии, мас.%	Плотность при 20°С, г/см³	Свойства гидрофобной эмульсии
Состав по п.1	Углеводородный растворитель	Хлорид кальция	Вода	Устойчивость эмульсии к расслоению, сут.	Термостабильность эмульсии, ч	Температура застывания, °С
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1.	1	3,7	ТС-1	3,7	24	68,6	1,1	>40	50	-8
2.	1	3,3	РТ	3,3	31	62,4	1,2	>40	50	-6
3.	2,5	Нефрас-С	2,5	45	50	1,3	>40	48	-6
4.	2	3,7	ТД	3,7	24	68,6	1,1	38	46	-12
5.	2	3,3	ТС-1	3,3	31	62,4	1,2	37	44	-10
6.	2,5	Нефрас-С	2,5	45	50	1,3	37	44	-10
7.	3	3,7	Нефрас-А	3,7	24	68,6	1,1	30	13	-5
8.	3	3,3	ТД	3,3	31	62,4	1,2	30	13	-5
9.	2,5	РТ	2,5	45	50	1,3	23	13	-5
10.	4.	3,7	Нефрас-А	3,7	24	68,6	1,1	38	48	-36
11.	4.	3,3	ТС-1	3,3	31	62,4	1,2	38	48	-35
12.	2,5	ТД	2,5	45	50	1,3	30	48	-35
13.	5.	3,7	ТС-1	3,7	24	68,6	1,1	26	12	-38
14.	5.	3,3	Нефрас-А	3,3	31	62,4	1,2	25	11	-38
15.	2,5	РТ	2,5	45	50	1,3	21	11	-36
16.	6.	3,7	Нефрас-С	3,7	24	68,6	1,1	23	8,5	-36
17.	6.	3,3	РТ	3,3	31	62,4	1,2	21	8	-36
18.	2,5	ТС-1	2,5	45	50	1,3	20	8	-34
19.	7.	3,7	Нефрас-А	3,7	24	68,6	1,1	20	10	-42
20.	7.	3,3	ТД	3,3	31	62,4	1,2	20	11	-42
21.	2,5	РТ	2,5	45	50	1,3	20	10	-40
22.	8.	3,7	Нефрас-С	3,7	24	68,6	1,1	10	10	-44
23.	8.	3,3	ТС-1	3,3	31	62,4	1,2	9	10	-42
24.	2,5	Нефрас-А	2,5	45	50	1,3	10	10	-42
25.	9.	3,7	ТД	3,7	24	68,6	1,1	9	8	-40
26.	9.	3,3	РТ	3,3	31	62,4	1,2	9	8	-38
27.	2,5	РТ	2,5	45	50	1,3	9	7	-36
28.	10.	8	ТД	8	15	69	1,1	17	18	-20
29.	10.	5,8	ТС-1	6,2	32,4	55,6	1,2	15	12	-22
30.	4,9	Нефрас-С	5,1	44	46	1,3	5	10	-20
31.	11.	8	РТ	8	15	69	1,1	12	13	-24
32.	11.	5,8	Нефрас-А	6,2	32,4	55,6	1,2	12	9	-24
33.	4,9	ТД	5,1	44	46	1,3	5	9	-22
34.	12.	8	ТС-1	8	15	69	1,1	8	6	-22
35.	12.	5,8	ТС-1	6,2	32,4	55,6	1,2	7	6	-22
36.	4,9	Нефрас-С	5,1	44	46	1,3	1	6	-20
37.	13.	8	РТ	8	15	69	1,1	15	15	-48
38.	13.	5,8	ТС-1	6,2	32,4	55,6	1,2	15	14	-46
39.	4,9	Нефрас-А	5,1	44	46	1,3	4	6	-46
40.	14.	8	Нефрас-С	8	15	69	1,1	11	6	-52
41.	14.	5,8	РТ	6,2	32,4	55,6	1,2	10	5,5	-52
42.	4,9	ТС-1	5,1	44	46	1,3	2	5	-51
43.	15.	8	ТД	8	15	69	1,1	4	3	-50
44.	15.	5,8	Нефрас-С	6,2	32,4	55,6	1,2	4	3	-49
45.	4,9	ТС-1	5,1	44	46	1,3	1	3	-48
46.	16.	8	ТС-1	8	15	69	1,1	8	5	-50
47.	16.	5,8	Нефрас-А	6,2	32,4	55,6	1,2	6	5	-48
48.	4,9	Нефрас-С	5,1	44	46	1,3	2	5	-48

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
49.	17.	8	ТС-1	8	15	69	1,1	5	5	-51
50.	17.	5,8	ТД	6,2	32,4	55,6	1,2	4	4,5	-50
51.	4,9	ТД	5,1	44	46	1,3	0,5	4,5	-50
52.	18.	8	Нефрас-А	8	15	69	1,1	3	2	46
53.	18.	5,8	Нефрас-С	6,2	32,4	55,6	1,2	3	2	44
54.	4,9	ТС-1	5,1	44	46	1,3	0,1	2	42
По прототипу
55.	19.	3,7	РТ	3,7	24	68,6	1,1	3 ч	-	-
56.	19.	3,3	ТС-1	3,3	31	62,4	1,2	3 ч	-	-
57.	2,5	РТ	2,5	45	50	1,3	2 ч	-	-
58.	20.	8	Нефрас-А	8	15	69	1,1	5 мин	-	-
59.	20.	5,8	ТД	6,2	32,4	55,6	1,2	5 мин	-	-
60.	4,9	Нефрас-С	5,1	44	46	1,3	5 мин	-	-

1. Состав для приготовления гидрофобной эмульсии, включающий поверхностно-активное вещество, углеводородный растворитель и сажу, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества состав содержит продукт взаимодействия алканоламина и смеси жирных кислот предельного и непредельного ряда с углеводородным радикалом C₈-C₂₄ при мольном соотношении алканоламин:смесь жирных кислот, равном 1-4:1, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Поверхностно-активное вещество	4-10
Сажа	45-55
Углеводородный растворитель	Остальное

2. Гидрофобная эмульсия, включающая водный раствор хлорида кальция и углеводородную фазу, отличающаяся тем, что в качестве углеводородной фазы она содержит состав по п.1 и дополнительно углеводородный растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Состав по п.1	2,5-8,0
Углеводородный растворитель	2,5-8,0
Хлорид кальция	15-45
Вода	Остальное

Изобретение относится к технике и технологии добычи продукта из скважины. .

Способ создания дренажной системы продуктивного пласта и устройство для его осуществления // 2278960

Изобретение относится к области нефтегазодобычи из буровых скважин, а именно к способам повышения производительности продуктивных пластов за счет их дренирования и создания каналов фильтрации пластовых флюидов.

Способ селективного ингибирования гелеобразования гидрофобно ассоциирующих веществ // 2276675

Изобретение относится к химии полимеров, а именно к гидрофобно модифицированным водорастворимым полимерам или комплексам названных полимеров с ПАВ. .

Система разработки продуктивной залежи // 2272126

Изобретение относится к технике и технологии добычи продукта из скважины, а именно добычи метана из многопластовой залежи угля, и может быть использовано также для разработки месторождений полезных ископаемых подземным выщелачиванием.

Установка для предотвращения набухания глиносодержащих пород в нефтедобывающей скважине (варианты) // 2262585

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к эксплуатации скважин в осложненных условиях. .

Способ создания системы фильтрации продуктивного пласта через добывающую скважину // 2260111

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности и более конкретно может быть использовано в газовых и/или нефтяных добывающих скважинах для обеспечения усиленной добычи углеводородов из мощных неоднородных продуктивных залежей через созданную систему фильтрации, обеспечивающую длительный межремонтный срок эксплуатации скважин.

Способ восстановления фильтрации скважины // 2254449

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к способам обеспечения оптимального режима фильтрации в добывающих скважинах, характеризующихся выносом песка в продукции.

Способ сохранения коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивного пласта // 2245994

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и может найти применение при различного рода воздействиях на продуктивный пласт при эксплуатации скважины и, в частности, при ее перфорации, глушении для возможности осуществления ремонта скважины, аварийном глушении, интенсификации добычи нефти, выравнивании профиля приемистости при поддержании пластового давления, например, заводнением и пр.

Способ сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта в прискважинной зоне // 2232872

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к вопросам обеспечения надежной фильтрационной связи между продуктивным пластом и скважиной в процессе ее эксплуатации, и может найти применение также и при первичном вскрытии продуктивного пласта, вторичном вскрытии продуктивного пласта, а также при временном глушении скважины на ограниченное время.

Способ сохранения коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивного пласта // 2228434

Способ получения активной основы эмульгатора инвертных эмульсий и эмульгатор инвертных эмульсий // 2296614

Изобретение относится к эмульгаторам, способным образовывать инвертные эмульсии, и может быть использовано при получении однородной смеси двух несмешивающихся жидкостей, таких, как нефть и вода, масло и вода, применяемых в современных технологиях интенсификации добычи нефти.

Облегченный тампонажный материал // 2295555

Изобретение относится к составу облегченного тампонажного материала и может найти применение при строительстве и креплении нефтяных, газовых и других скважин. .

Тампонажный материал и способ его приготовления // 2295554

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к расширяющимся тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании межколонного пространства в нефтяных и газовых скважинах в температурном диапазоне 10-30°С.

Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта // 2294353

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для интенсификации работы нагнетательных и добывающих скважин, может быть также использовано для регулирования разработки нефтяных месторождений для освоения скважин после бурения и ремонта, для очистки ствола скважины от солевых отложений, для очистки насосно-компресорных труб.

Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта // 2294353

Состав для изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин // 2293102

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин в слоисто-неоднородных и трещиноватых коллекторах.

Состав для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта // 2293101

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам и способам кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатными коллекторами, и может быть использовано для интенсификации притока нефти, увеличения приемистости скважин, освоения скважин путем кислотной обработки карбонатного коллектора и как перфорационная среда при вторичном вскрытии пласта с карбонатным коллектором.

Тампонажный состав для изоляции зон поглощений промывочной жидкости и способ его получения // 2293100

Изобретение относится к бурению скважин на нефть, газ и воду и предназначается, в первую очередь, для использования в зонах с сильными и чрезвычайно катастрофическими поглощениями промывочной жидкости, а также может быть использовано в зонах с обычными поглощениями.

Способ извлечения углеводородов из гидратов // 2292452

Изобретение относится к способам извлечения углеводородов, захваченных в пластах гидратов, и, в частности, к способам извлечения природного газа. .

Способ добычи нефти // 2292450

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков за счет снижения проницаемости высокопроницаемых зон пласта.

Пенообразующий состав // 2296792

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, в частности к подготовке цементирования обсадных колонн