Термо- и солестойкий взаимный растворитель для составов, применяемых в нефтедобывающей промышленности


 


Владельцы патента RU 2411275:

Общество с ограниченной ответственностью (ООО) "РН-УфаНИПИнефть" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области интенсификации добычи нефти и газа или повышения приемистости нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности взаимного растворителя за счет обеспечения снижения опасности отложений неорганического и органического характера. Взаимный растворитель для составов, применяемых в нефтедобывающей промышленности, включающий алифатический спирт и добавку, содержит в качестве добавки "Реагент-Гликойл" или «Пылеподавитель калийных солей» при следующем соотношении компонентов, мас.%: алифатический спирт 10-40,0, "Реагент-Гликойл" или «Пылеподавитель калийных солей» 60-90,0. 7 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области интенсификации добычи нефти и газа или повышения приемистости нагнетательных скважин. При обработках призабойной зоны и задавках ингибиторов солеотложений возникает риск изменения водо- и нефтенасыщенности пластов со значительным снижением фазовой проницаемости коллекторов по нефти, а также риск отложения осадков при применении жидкостей глушения, что приводит к существенному снижению коэффициента продуктивности скважин. Для минимизации таких рисков используются так называемые взаимные растворители, которые обладают свойством неограниченно растворяться как в воде, так и в углеводородах нефти. Данные взаимные растворители при использовании их, например, в качестве головной оторочки улучшают условия контактирования реагентов с породой пласта при последующей закачке водных растворов, обеспечивают равномерность распределения активных компонентов водных растворов по перовому пространству и увеличивают глубину обработки, что в совокупности повышает эффективность воздействия и снимает риски образования осадков.

Известен взаимный растворитель, входящий в кислотный состав для обработки призабойных зон скважин (патент РФ №2319726, С09K 8/72, Е21В 43/27, 20.03.2008, прототип), содержащий, кроме взаимного растворителя, также воду, ингибированный частично гидролизованный хлористый алюминий, фторид калия и поверхностно-активное вещество, причем в качестве взаимного растворителя в составе используют, например, смеси технического глицерина или полигликолей с метиловым спиртом, этиловым спиртом, изопропиловым спиртом.

Недостатком данного взаимного растворителя является низкая эффективность, обусловленная следующим.

1. Невозможность предотвращения осаждения солей щелочных и щелочноземельных металлов в пласте при кислотной обработке (Дымент О.Н., Казанский К.С., Мирошников A.M. Гликоли и другие производные окисей этилена и пропилена. Москва, Изд-во Химия, 1976, с.376). Вследствие низкой растворимости NaCl в спиртах имеет место интенсивное осадкообразование при смешивании с минерализованными водами (в метаноле - 1,31 вес.% при 20°С; в этаноле - 0,176 вес.% при 20°С) (Справочник по растворимости, Москва, 1961, т.1, книга 1). Полигликоли марки А в основном содержат этиленгликоль, для которого в отличие от высших полигликолей не характерно комплексообразование с солями щелочных и щелочноземельных металлов и сольватация катионов (Vogtie F., Weber E. Angewandte Chemie, 1979, 91, 10,8.813.; Райхардт К. Растворители и эффекты среды в органической химии, Москва, Мир, 1961, стр.336.; Willis H. Baldwin, Richard J. Raridon, Kurt A. Kraus, Journal of Physical Chemistry Vol.75. №10,1969, P. 4317).

2. Взаимный растворитель-прототип может в процессе закачки в призабойную зону пласта вызвать отложение высокомолекулярных компонентов нефти в связи с низкой растворимостью в органической фазе; следствие последнего - образование эмульсий (INDUSTRIAL ANDENGINEERING CHEMISTRY. Vol.36, No. 8, 764).

3. Применение полигликолей марки А (сорт 2) и марки Б, содержащих от 25% до 55% воды, не способствует удалению остаточной воды из порового пространства и, как следствие, не приводит к увеличению фазовой проницаемости пласта для нефти.

Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности взаимного растворителя за счет обеспечения снижения опасности отложений и неорганического, и органического характера, без образования эмульсии.

Поставленная задача решается тем, что взаимный растворитель для составов, применяемых в нефтедобывающей промышленности, включающий алифатический спирт и добавку, отличается тем, что содержит в качестве добавки "Реагент-Гликойл" или «Пылеподавитель калийных солей» при следующем соотношении компонентов, мас.%:

алифатический спирт 10-40,0
"Реагент-Гликойл" или «Пылеподавитель калийных солей» 60-90,0

В качестве алифатического спирта взаимный растворитель может содержать, например, метиловый, этиловый, изопропиловый.

Состав взаимного растворителя позволяет регулировать его плотность от 0,9 г/см3 до 1,2 г/см3, кинематическую вязкость от 140 мм2/с до 650 мм2/с при 25°С.

Снижение опасности образования осадков, обусловленной высокой растворимостью солей щелочных и щелочноземельных металлов в предлагаемом составе взаимного растворителя, нельзя было предсказать. Это явление может быть связано с необычными сольватационными свойствами компонентов данных взаимных растворителей и их взаимным влиянием при смешении. Максимальное содержание алифатического спирта не должно превышать 40%, так как при более высоких концентрациях последнего наблюдается осадкообразование. Предлагаемые взаимные растворители совместимы (взаимно растворимы и не дают осадка) с соляной, муравьиной, уксусной и оксиэтилидендифосфоновой (ингибитор солеотложений) кислотами.

При обработках добывающих скважин для предотвращения солеотложения (по технологии задавки ингибитора в пласт) использование взаимного растворителя позволяет очищать обрабатываемые поры и каналы фильтрации от пластовой воды и нефти, удалять с поверхности породы рыхлосвязанную воду и пленку нефти, что увеличивает площадь поверхности, контактирующей с ингибитором солеотложения, обеспечивая подготовку пласта для более оптимальной сорбции ингибитора на породе пласта с последующей медленной и полной десорбцией ингибитора.

Предлагаемый состав подавляет процессы гидратации и набухания глинистых материалов, что позволяет предупредить осыпи и обвалы неустойчивых глин.

Взаимный растворитель устойчив и эффективен при применении в температурных условиях от минус 50°С до плюс 125°С, не ухудшает товарные характеристики нефти.

Все компоненты, используемые в заявляемом составе, выпускаются отечественной промышленностью.

«Пылеподавитель калийных солей» - вязкая жидкость темного цвета, выпускается по ТУ 2422-083-05766801-98, представляет собой продукт переработки кубовых остатков производства гликолей, эфиров гликолей и окиси этилена и состоящий из смеси моно-, ди-, три-, тетра-, пентагликолей и моноэтиловых эфиров три- и тетраэтиленгликолей. Применяется в производстве минеральных удобрений для снижения пылеобразования.

Характеристики «Пылеподавителя калийных солей» следующие.

Наименование показателя «Пылеподавителя калийных солей» Значение по маркам Метод испытаний
А Б В
1. Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не ниже 130,0 130,0 130,0 По ГОСТ 63 56
2. Массовая доля воды, %, не более 2,0 5,0 5,0 По ГОСТ 14870
3. Массовая доля моноэтиленгликоля, %, не более 5,0 10,0 Не норм. По 4.3 наст.ТУ
4. Массовая доля моноэтиловых эфиров три- и тетраэтиленгликолей, %, не более 30,0 30,0 30,0 По 4.3 наст.ТУ
5. Плотность при 20°С, г/см3 0,98-1,20 ГОСТ 18995.1

"Реагент-Гликойл" выпускается по ТУ 2422-130-05766801-2003 разных марок.

Марка ГЛИКОЙЛ-1 представляет собой смесь кубовых продуктов производства этиленгликоля и моноэфиров гликолей с олигомерами окисей этилена и пропилена. Область применения: в качестве присадки в буровых растворах для улучшения их эксплуатационных характеристик.

Марки ГЛИКОЙЛ ПГ-20 и ГЛИКОЙЛ ПГ-40 представляют собой смесь олигомеров окиси этилена (пропилена), полученных щелочной полимеризацией окиси этилена (пропилена). Область применения: в качестве пеногасителя водных систем, применяемых в нефтегазодобывающей промышленности и в микробиологических процессах производства дрожжей.

Характеристики разных марок "Реагента-Гликойл" следующие.

Наименование показателя "Реагента-Гликойл" Гликойл-1 Гликойл ПГ-20 Гликойл ПГ-40
1. Внешний вид Подвижная жидкость темного цвета Подвижная жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета без механических примесей Подвижная жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета без механических примесей
2. Массовая доля воды, %, не более 0,5 1,0 1,0
3. Плотность при 20°С, г/см3, не более 1,20 не нормируется не нормируется
4. Вязкость кинематическая при 25°С, мм2/с, в пределах 25-80 350-500 450-650
5. Температура застывания, °С, не выше минус 30 не нормируется не нормируется
6. Гидроксильное число, мг КОН/г, в пределах не нормируется 40-55 23-40

Предлагаемый взаимный растворитель готовят перемешиванием компонентов при любой последовательности загрузки.

Примеры приготовления и исследования взаимного растворителя

В реактор (V=5,0 м3) загружают 0,6 тонны спирта этилового и затем при перемешивании закачивают 2,4 тонны "Реагента-Гликойл" (ТУ 2422-130-05766801-2003) или «Пылеподавитель калийных солей» (ТУ 2422-083-05766801-98) при 20°С.

Продукт перемешивают еще 0,5 ч и разливают в бочки. Аналогичным способом готовят и другие составы.

Исследовались составы взаимного растворителя (мас.%).

Состав №1 10% метиловый спирт и 90% «Реагент-Гликойл».

Состав №2 10% метиловый спирт и 90% «Пылеподавитель калийных солей».

Состав №3 35% метиловый спирт и 65% «Реагент-Гликойл».

Состав №4 40% метиловый спирт и 60% «Пылеподавитель калийных солей».

Состав №5 50% метиловый спирт и 50% «Реагент-Гликойл».

Состав №6 45% метиловый спирт и 55% «Реагент-Гликойл».

Состав №7 10% этиловый спирт и 90% «Пылеподавитель калийных солей».

Состав №8 20% этиловый спирт и 80% «Пылеподавитель калийных солей».

Состав №9 30% этиловый спирт и 70% «Реагент-Гликойл».

Состав №10 35% этиловый спирт и 65% «Пылеподавитель калийных солей».

Состав №11 40% этиловый спирт и 60% «Реагент-Гликойл».

Состав №12 50% этиловый спирт и 50% «Пылеподавитель калийных солей».

Состав №13 10% изопропиловый спирт и 90% «Пылеподавитель калийных солей».

Состав №14 20% изопропиловый спирт и 80% «Пылеподавитель калийных солей».

Состав №15 25% изопропиловый спирт и 75% «Реагент-Гликойл».

Состав №16 30% изопропиловый спирт и 70% «Реагент-Гликойл».

Состав №17 40% изопропиловый спирт и 60% «Пылеподавитель калийных солей».

Состав №18 45% изопропиловый спирт и 55% «Реагент-Гликойл».

Состав по прототипу: 45% этиловый спирт и 55% полигликоли.

1. Совместимость взаимного растворителя с водными растворами CaCl2, NaCl и минерализованной водой (МПВ).

Совместимость определяют по отсутствию расслоения реагента и образования осадков при темперагурах 20°С и 90°С в течение 1 ч Результаты представлены в табл.1-6.

Состав МПВ: CaSO4 -0,011 г/л;
CaCl2 - 41,6 г/л;
BaCl2·2Н2О - 0,56 г/л;
MgCl2·6H2O - 40,7 г/л;
NaCl - 138,6 г/л;
NaHCO3 - 0,078 г/л.
Таблица 1
Совместимость с раствором CaCl2=(ρ=1,33 г/мл) при 20°С
Состав Объемное соотношение взаимный растворитель : раствор CaCl2
п/п 2:8 5:5 8:2
1 Состав №1 Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
2 Состав №2 Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
3 Состав №17 Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
4 Состав №7 Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
5 Состав №12 Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
6 Состав №6 Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
7 Прототип Небольшое помутнение раствора, без осадка. Небольшое помутнение раствора, без осадка. Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
Таблица 2
Совместимость с раствором CaCl2 (ρ=1,33 г/мл) при 90°С
Состав Соотношение (объемное) взаимный растворитель : раствор CaCl2
п/п 2:8 5:5 8:2
Абсолютно Абсолютно Абсолютно
1 Состав №1 прозрачный раствор. Полная прозрачный раствор. Полная прозрачный раствор. Полная
совместимость совместимость Совместимость
Абсолютно Абсолютно Абсолютно
2 Состав №2 прозрачный раствор. Полная прозрачный раствор. Полная прозрачный раствор. Полная
совместимость совместимость Совместимость
Абсолютно Абсолютно Абсолютно
3 Состав №17 прозрачный раствор. Полная прозрачный раствор. Полная прозрачный раствор. Полная
совместимость совместимость Совместимость
Абсолютно Абсолютно Абсолютно
4 Состав №7 прозрачный раствор. Полная прозрачный раствор. Полная прозрачный раствор. Полная
совместимость совместимость Совместимость
Помутнение, Небольшое Абсолютно
5 Состав №12 небольшой осадок помутнение раствора, без осадка. прозрачный раствор. Полная совместимость
Небольшое Небольшое Небольшое
6 Состав №6 помутнение раствора, без осадка. помутнение раствора, без осадка. помутнение раствора, без осадка.
7 Прототип Образование осадка Небольшое помутнение раствора, без осадка Небольшое помутнение раствора, без осадка
Таблица 3
Совместимость с раствором NaCl (ρ=1,18 г/мл) при 20°С
№ п/п Состав Объемное соотношение взаимный растворитель: раствор NaCl
2:8 5:5 8:2
Абсолютно Абсолютно Абсолютно
1 Состав №1 прозрачный раствор. Полная прозрачный раствор. Полная прозрачный раствор. Полная
совместимость совместимость Совместимость
Абсолютно Абсолютно Абсолютно
2 Состав №2 прозрачный раствор. Полная прозрачный раствор. Полная прозрачный раствор. Полная
совместимость совместимость Совместимость
Абсолютно Абсолютно Абсолютно
3 Состав №17 прозрачный раствор. Полная прозрачный раствор. Полная прозрачный раствор. Полная
совместимость совместимость Совместимость
Абсолютно Абсолютно Абсолютно
4 Состав №7 прозрачный раствор. Полная прозрачный раствор. Полная прозрачный раствор. Полная
совместимость совместимость Совместимость
Абсолютно Абсолютно Абсолютно
5 Состав №12 прозрачный раствор. Полная прозрачный раствор. Полная прозрачный раствор. Полная
совместимость совместимость Совместимость
Абсолютно Абсолютно Абсолютно
6 Состав №6 прозрачный раствор. Полная прозрачный раствор. Полная прозрачный раствор. Полная
совместимость совместимость Совместимость
7 Прототип Помутнение, небольшой осадок Помутнение, небольшой осадок Небольшое помутнение, без осадка
Таблица 4
Совместимость с раствором NaCl (р=1,18 г/мл) при 90°С
№ п/п Состав Объемное соотношение взаимный растворитель : раствор NaCl
2:8 5:5 8:2
1 Состав №1 Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
2 Состав №2 Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
3 Состав №17 Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
4 Состав №7 Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная
Совместимость
5 Состав №12 Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Незначительное помутнение, небольшой осадок Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
6 Состав №6 Абсолютно прозрачный раствор. Полная совм-сть Небольшое помутнение раствора, без осадка Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
7 Прототип Помутнение, небольшой осадок Помутнение, небольшой осадок Небольшое помутнение, без осадка
Таблица 5
Совместимость с МП В при 20°С
Объемное соотношение взаимный растворитель : МПВ
п/п Состав 2:8 5:5 8:2
1 Состав №7 Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
2 Состав №4 Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
3 Состав №16 Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
4 Состав №17 Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
5 Состав №2 Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
6 Состав №18 Помутнение, небольшой осадок Помутнение, небольшой осадок Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
7 Прототип Помутнение, небольшой осадок Помутнение, небольшой осадок Помутнение, небольшой осадок
Таблица 6
Совместимость с МПВ при 90°С
Состав Объемное соотношение взаимный растворитель: МПВ
п/п 2:8 5:5 8:2
1 Состав №7 Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
2 Состав №18 Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Прозрачный раствор, образование небольших хлопьев Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
3 Состав №16 Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
4 Состав №4 Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
5 Состав №17 Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость Абсолютно прозрачный раствор. Полная совместимость
6 Состав №12 Помутнение, небольшой осадок Помутнение, небольшой осадок Небольшое помутнение раствора, без осадка.
7 Прототип Помутнение, небольшой осадок Помутнение, небольшой осадок Помутнение, небольшой осадок

Как видно из таблиц 1-6, при содержании в составе взаимного растворителя алифатического спирта более 40 мас.% в некоторых случаях, например при высокой температуре, происходит помутнение или образование солевого осадка.

2. Совместимость составов взаимного растворителя с кислотами.

К образцам взаимных растворителей (составы №№3, 4, 11) добавляли соляную HCl, плавиковую HF или оксиэтилидендифосфоновую (ОЭДФ) кислоту в количествах, обеспечивающих соответственно получение растворов указанных кислот во взаимных растворителях следующих процентных концентраций:

5% раствор HCl во взаимном растворителе

8% раствор HCl во взаимном растворителе

10% раствор HCl во взаимном растворителе

12% раствор HCl во взаимном растворителе

2% раствор HF во взаимном растворителе

4% раствор HF во взаимном растворителе

10% раствор ОЭДФ во взаимном растворителе

20% раствор ОЭДФ во взаимном растворителе.

Приготовленные растворы кислот во взаимном растворителе выдерживались при температурах 20°С, 60°С, 90°С в течение 1 часа с растворами CaCl2 (ρ=1,33 г/мл) и NaCl (ρ=1,18 г/мл), взятыми в объемных соотношениях раствор кислоты во взаимном растворителе: раствор CaCl2 или NaCl, равных 1:9, 3:7, 1:1, 7:3, 9:1.

Полученные растворы прозрачны, не наблюдается помутнений или выпадения каких-либо осадков.

При применении взаимного растворителя (прототипа), содержащего 5% HCl, 10% HCl или 10% ОЭДФ, с раствором NaCl (ρ=1,18 г/мл) наблюдается образование осадка.

3. Сравнительные данные по восстановлению проницаемости.

Предварительно через образцы кернов прокачивалась вода, нефть в объеме 100 мл и определялась их проницаемость. Далее через образцы кернов прокачивали взаимный растворитель и определяли изменение проницаемости. Исследования проводились при температуре 80°С и давлении 120 кг/см2. Результаты представлены в табл.7.

Таблица 7
Сравнительные данные по восстановлению проницаемости образцов керна после прокачки взаимного растворителя
№ п/п Образец керна Вода Нефть Процент восстановления проницаемости под воздействием взаимного растворителя
1 Образец 1 15% 19% Состав №9 100%
2 Образец 2 23% 27% Состав №16 97%
3 Образец 3 34% 41% Состав №11 98%
4 Образец 4 18% 17% Состав №7 100%
5 Образец 5 29% 33% Состав №5 73%
6 Образец 1 15% 19% Состав №10 99%
7 Образец 1 15% 19% Состав №3 91%
8 Образец 4 18% 17% Состав №9 100%
9 Образец 4 18% 17% Состав №15 97%
10 Образец 5 29% 33% Состав №8 100%
11 Образец 5 29% 33% прототип 47%

Как видно из табл.7, при воздействии на водонасыщенные образцы кернов заявляемым взаимным растворителем отмечается значительное улучшение их фильтрационных характеристик: от 73% до 100%.

При применении взаимного растворителя-прототипа улучшение фильтрационных характеристик незначительное (табл.7, пример 11).

4. Совместимость взаимного растворителя с органической фазой.

Совместимость определяют по отсутствию расслоения.

Для моделирования нефтяной фракции при смешении с взаимным растворителем использовали изооктан.

К 10 мл изооктана добавляли 2 мл взаимного растворителя (составы №№1, 7, 14, 16) и нагревали до 70°С. Наблюдали взаимное растворение.

При смешении 10 мл изооктана и 2 мл взаимного растворителя по прототипу наблюдается расслоение на органическую фазу и воду.

5. Растворимость АСПО во взаимном растворителе.

На модельных системах изучено влияние взаимного растворителя в качестве растворителя для удаления АСПО с поверхности нефтепромыслового оборудования и призабойной зоны пласта.

В качестве взаимного растворители применяли составы №13, 14 и 17.

Опыты проводили при 70°С в течение 1 ч.

По окончании опыта остаток отложений на металлической сетке выдерживали в термостатном шкафу при температуре 90°С до постоянного веса. Взвешивание проводили на аналитических весах с точностью до 0.0001 грамма.

Установлено, что растворимость АСПО в составе №13 составляет 70%, в составе №14 59% и составе №17 37%.

При использовании взаимного растворителя-прототипа убыль массы АСПО при 70°С не превышала 5%.

6. Исследования процессов эмульгирования.

Способность предлагаемого взаимного растворителя предотвращать образование эмульсий с нефтью определяли по объему водной и нефтяной фаз после встряхивания смеси равных объемов продукции скважины и взаимного растворителя в градуированной пробирке; при пропускании смеси через сито с размером ячейки 0,149 мм в случае образования эмульсии на сите оставались бы следы.

Исследования эмульгирующей способности предлагаемого взаимного растворителя (составы №1, 7, 8, 14) показали, что эмульсии при взаимодействии с нефтью не образуется. Смеси нефти, воды и взаимного растворителя после встряхивания полностью разделялись на водную и органическую фазы в течение 5-20 мин.

При применении взаимного растворителя-прототипа наблюдалось образование эмульсии.

Таким образом, доказано, что предлагаемый термо- и солестойкий взаимный растворитель пригоден для применения в нефтедобывающей промышленности и эффективнее прототипа за счет снижения опасности отложений и неорганического, и органического характера без образования эмульсий с продукцией скважин.

Взаимный растворитель для составов, применяемых в нефтедобывающей промышленности, включающий алифатический спирт и добавку, отличающийся тем, что содержит в качестве добавки "Реагент-Гликойл" или "Пылеподавитель калийных солей" при следующем соотношении компонентов, мас.%:

алифатический спирт 10-40,0
"Реагент-Гликойл" или "Пылеподавитель калийных солей" 60-90,0


 

Похожие патенты:
Изобретение относится к способам обработки подземных формаций для повышения добычи углеводорода из скважины. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи низкотемпературных пластов путем изоляции или ограничения водопритока к нефтяным скважинам.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к утяжеленным буровым растворам, используемым при бурении скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений.

Изобретение относится к способу удаления фильтрационных осадков, образовавшихся в нефтяных скважинах в ходе бурения, путем обработки указанных фильтрационных осадков водными растворами конкретных окислительных систем, эффективных также при низких температурах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к использованию термотропных гелеобразующих составов, образующих гель за счет пластовой температуры после введения в нефтяной пласт.

Изобретение относится к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, для глушения скважин и выполнения различных видов работ при их ремонте.
Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к реагентам для предупреждения возникновения дифференциальных прихватов. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения, водопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для селективной изоляции подошвенных вод в газовых скважинах, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в газовых скважинах при разработке газовых и газоконденсатных залежей.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области интенсификации добычи нефти и газа или повышения приемистости нагнетательных скважин
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области интенсификации добычи нефти и газа или повышения приемистости нагнетательных скважин
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области интенсификации добычи нефти и газа или повышения приемистости нагнетательных скважин

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, в частности к составу для приготовления буферной жидкости, обладающей моющими свойствами

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения водопритоков в скважину
Изобретение относится к оптимизации и увеличению добычи нефти, газа и воды из скважин, пробуренных к подземному пласту

Изобретение относится к поверхностно-активным веществам - ПАВ, в частности, к обрабатывающим жидкостям, содержащим ПАВ на основе ортоэфиров, и сопряженным методам

Изобретение относится к способам и композициям для определения геометрии трещины в подземных пластах
Наверх