Поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов



Владельцы патента RU 2494136:

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны пласта для повышения интенсификации добычи нефти. Технический результат - интенсификация добычи нефти, обеспечение совместимости состава обработки и пластового флюида даже при наличии трехвалентного железа в количестве 2000 ppm и более, устойчивости к замерзанию при одновременном сохранении свойства замедления скорости реакции с карбонатной породой. Поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов содержит, мас.%: соляную кислоту (в пересчете на НСl) 6,0-24,0; спиртосодержащее соединение 5,0-30,0; поверхностно-активное вещество ПАВ - средство моющее техническое «ЖениЛен» 0,5-2,0; катионное ПАВ - ОксиПАВ или Дон-96 0,2-1,0; стабилизатор железа 0,5-3,0; воду остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 пр., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны пласта для повышения интенсификации добычи нефти.

Известен поверхностно-активный кислотный состав для обработки призабойной зоны скважин, включающий смесь ингибированной соляной и фтористо-водородной кислот, поверхностно-активное вещество (ПАВ), растворитель асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) и воду (Патент РФ №2131972, от 1998 г.).

Также известен поверхностно-активный кислотный состав для обработки призабойной зоны скважин, включающий смесь ингибированной соляной и фтористо-водородной кислот, поверхностно-активное вещество, растворитель АСПО, оксиэтилендифосфоновую кислоту (ОЭДФ) и/или уксусную кислоту и воду (Патент РФ №2249101, от 2004 г.).

Указанные известные кислотные составы показали высокую эффективность при использовании для обработки призабойной зоны высокообводненных и запарафиненных скважин. Однако следует указать, что при кислотной обработке скважин велика вероятность корродирования металлического оборудования скважины, в результате чего в кислотный состав будут поступать ионы железа. И при наличии высокой концентрации железа в кислотном составе или продуктах его нейтрализации карбонатной породой, а также при повторных кислотных обработках или при использовании больших объемов реагента, эффективность кислотной обработки резко снижается, вследствие высокой скорости взаимодействия состава с породой карбонатного пласта и вследствие образования высоковязких продуктов взаимодействия состава и пластового флюида, ввиду наличия большого количества железа.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, спиртосодержащее соединение, поверхностно-активное вещество ПАВ, стабилизатор железа и воду (Патент РФ №2379327, от 2009 г.).

Недостатком указанного известного состава является недостаточная отмывающая способность, кроме того состав становится неоднородным при температуре окружающей среды ниже 0°С, вследствие ограниченной растворимости входящих в него спиртосодержащих компонентов при данной температуре.

Кроме того, известный состав не обеспечивает в полной мере совместимость с пластовым флюидом, особенно при содержании в нем трехвалентного железа в количестве более 2000 ppm.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в обеспечении совместимости состава и пластового флюида даже при наличии трехвалентного железа в количестве 2000 ppm и более, устойчивости к замерзанию, при одновременном сохранении свойства замедления скорости реакции с карбонатной породой.

Указанный технический результат достигается предлагаемым поверхностно-активным кислотным составом для обработки карбонатных коллекторов, включающим соляную кислоту, спиртосодержащее соединение, поверхностно-активное вещество ПАВ, стабилизатор железа и воду, при этом, согласно изобретению, в качестве ПАВ состав содержит средство моющее техническое ТМС «ЖениЛен» для нефтяной промышленности и катионное ПАВ - ОксиПАВ или Дон-96, при следующем соотношении компонентов мас.%:

соляная кислота (в пересчете на НСl) 6,0-24,0
спиртосодержащее соединение 5,0-30,0
указанное ТМС «ЖениЛен» 0,5-2,0
указанное катионное ПАВ 0,2-1,0
стабилизатор железа 0,5-3,0
вода остальное

В качестве стабилизатора железа состав содержит оксиэтилендифосфоновую кислоту или Трилон-Б.

В качестве спиртосодержащего соединения состав содержит низшие спирты, или гликоли, или пропиленгликоли, или спиртосодержащие отходы производства.

Достижение указанного технического результат обеспечивается, по-видимому, благодаря использованию эффективных, хорошо сочетающихся друг с другом компонентов, взятых в заявляемом соотношении.

Введение в заявляемый кислотный состав ТМС «ЖениЛен», который содержит в своем составе поверхностно-активные вещества, комплексообразователь, силикат натрия, ароматизатор, пеногаситель и воду, обеспечивает эффективное снижение межфазного натяжения на границе раздела «нефть-состав», высокие отмывающие свойства и предотвращение избыточного пенобразования.

А дополнительное введение катионного ПАВ: ОксиПАВ или Дон-96, обеспечивает образование поверхностно-активного комплекса (совместно с ТМС «ЖениЛен»), который неожиданно в присутствии стабилизатора железа в виде ОЭДФ или Трилон-Б приводит к обеспечению совместимости (исключению образования стойких высоковязких продуктов) состава и пластового флюида даже при повышенном присутствии в составе ионов трехвалентного железа - 2000 ppm и более (0,2 мас.% и более).

Соляная кислота при этом выступает в качестве активного начала, требуемые свойства которого обеспечиваются вышеуказанными добавками.

Заявляемый кислотный состав был исследован в лабораторных условиях. Для его приготовления были использованы следующие вещества:

- ингибированная соляная кислота (НСl) 22-25%-ный водный раствор по ТУ 2458-264-05765670-99;

- ТМС «ЖениЛен» по ТУ 9144-006-502608930-2005 (пастообразное или жидкое) (производитель ООО НПФ «ПермХимПродукт»);

- катионные ПАВ:

- ОксиПАВ по ТУ 2482-007-04706205-2006;

- Дон-96 ТУ 2458-005-04706205-2004;

- стабилизаторы железа:

- ОЭДФ по ТУ 6-02-1215-81;

- Трилон-Б по ГОСТ 10652-73 или по ТУ 2642-001-33813273-97;

- спиртосодержащие соединения:

- низшие спирты, например, этанол; изопропанол;

- гликоли по ГОСТ 19710-83;

- пропиленгликоли, например этиленгликоль по ГОСТ 19710-83;

- спиртосодержащие отходы производств, например этанольно-метанольная фракция по ГОСТ 2603-79;

- вода техническая пресная.

Пример приготовления предлагаемого кислотного состава в лабораторных условиях.

Пример 1. Брали 87,75 г ингибированной соляной кислоты 24% концентрации, добавляли к ней 1 г ТМС «ЖениЛен», 0,25 г ДОН-96, 1 г ОЭДФ и 10 г гликоля; в результате получали кислотный состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 21,06 (в пересчете на НСl); гликоль - 10, ТМС «ЖениЛен» - 1, Дон-96 - 0,25, ОЭДФ-1, вода-66,69.

Кислотный состав с другим содержанием компонентов готовили аналогичным образом.

В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства предлагаемого кислотного состава:

1. Межфазное натяжение на границе раздела "кислотный состав - нефть» на сталагмометре по традиционной методике.

2. Образование высоковязких продуктов взаимодействия с нефтью при смешении равных объемов нефти и кислотного состава в присутствии трехвалентного железа, а также образование остатка на сите с размером ячейки 0,315 мм после фильтрации смеси нефти и кислотного состава.

3. Скорость растворения карбонатной породы. Данная величина оценивалась по времени растворения в равном объеме кислотных составов мраморного кубика с ребром, равным 1 см.

Данные о рецептуре исследованных кислотных составов приведены в таблице 1. Данные о свойствах этих составов приведены в таблице 2.

Таблица 1
№ п/п Компоненты исследованных кислотных составов, мас.%
Соляная кислота (в пересчете на НСl) ТМС «ЖениЛен» для нефтяной промышленности Стабилизаторы железа Катионное ПАВ Спиртосодержащее соединение Вода
1 6,0 2,0 1,0 Трилон-Б 0.2 ОксиПАВ 5,0 гликоль 85,8
2 20,0 1,5 1,5 ОЭДФ 1,0 Дон-96 10 этанольно-метанольная фракция 66,0
3 24,0 0,5 3,0 ОЭДФ 0,5 ОксиПАВ 15 этанол 57,0
4 15,0 2,0 2,0 Трилон-Б 1,0 ОксиПАВ 30 изопропанол 50,0
5. 17,55 1,0 1,0 ОЭДФ 0,25 Дон-36 10 Гликоль 70,2
6. 23,0 0,5 3,0 ОЭДФ - 15 этанол 58,5
7. 20,0 - 1,5 Трилон-Б 1,0 Дон-96 10 э-м фракция 67,5
Прототип по патенту РФ №2379327
8 24-48 - 0,05-0,3 Лимонная или щавелевая к-та 0,25-0,3 Синтанол АЛМ-7 или гликойл или дипроксамин 157-65М 0,1-2,5 Поливиниловый спирт 48,9-75,6
Таблица 2
№ п/п № рецептуры состава из табл.1 Свойства исследованных кислотных составов
Межфазное натяжение мН/м Совместимость с пластовьм флюидом, наличие остатка на сите Скорость растворения мраморного кубика, г·м2/час
1 1 0,16 Эмульсии не образует; незначительный промслой на сите 3360
2 2 0,1 Эмульсии не образует 4200
3 2 0,09 Эмульсии не образует 4200
4 3 0,17 Эмульсии не образует, остаток на сите - следы 2980
5 4 0,08 Эмульсии и остатка на сите не образует 2460
6 4 0,08 Эмульсии и остатка на сите не образует 2610
7 5 0,1 Эмульсии и остатка на сите не образует 3300
8 6 0,22 Вязкая эмульсия, фильтруется через сито частично 3060
9 7 0,19 Вязкая эмульсия, фильтруется через сито частично 3170
10 8 0,42 Вязкая эмульсия, не фильтруется через сито 3460
Примечание: 1. В качестве пластового флюида использовали нефть двух классов: легкая парафинистая и тяжелая с высоким содержанием асфальтенов и смол.
2. Содержание трехвалентного железа в кислотном составе в опытах 3 и 5 табл.1 составляло 2500 ppm, в остальных 2000 ppm.

Результаты, приведенные в таблице 1 и 2, показывают, что предлагаемые кислотные составы имеют следующие преимущества перед известными:

- характеризуются высокими отмывающими свойствами благодаря низкому межфазному натяжению на границе «состав - нефть»;

- предотвращают образование высоковязких продуктов при взаимодействии с пластовым флюидом, обеспечивая их совместимость даже при наличии высокой концентрации 2000 ppm и более трехвалентного железа;

- обеспечивают замедление скорости реакции с карбонатными породами.

Воздействие предлагаемого кислотного состава на породы продуктивного пласта изучено также на четырех образцах карбонатного керна с проницаемостью: 42,7; 55,8; 58,3 и 39,8 мД. Зависимость давления закачки кислотных составов в образцы керна от количества поровых объемов закачанного состава представлена на рис.1 (кривая 1 - соответствует составу по прототипу; кривые 2, 3 и 4 - предлагаемым составам 2, 3 и 4 из таблицы 1 с добавлением в него трехвалентного железа).

На чертеже видно, что при фильтрации предлагаемого кислотного состава:

а) в меньшей степени возрастает давление закачки, и прорыв его в пласт происходит после фильтрации меньшего объема состава. Таким образом, благодаря повышенной моющей способности облегчается фильтрация заявляемого состава в нефтенасыщенную часть продуктивного пласта.

б) попадание в заявляемый кислотный состав трехвалентного железа даже в количестве 2000 ppm и более не оказывает негативного влияния на процесс фильтрации через карбонатный керн.

Указанные преимущества подтверждают высокую эффективность заявляемого кислотного состава при решении задач повышения продуктивности добывающих скважин в коллекторах с большим содержанием карбонатов и трехвалентного железа.

1. Поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов, включающий соляную кислоту, спиртосодержащее соединение, поверхностно-активное вещество ПАВ, стабилизатор железа и воду, отличающийся тем, что в качестве ПАВ состав содержит средство моющее техническое ТМС «ЖениЛен» для нефтяной промышленности и катионное ПАВ - ОксиПАВ или Дон-96 при следующем соотношении компонентов, мас.%

соляная кислота (в пересчете на НСl) 6,0-24,0
спиртосодержащее соединение 5,0-30,0
указанное ТМС «ЖениЛен» 0,5-2,0
указанное катионное ПАВ 0,2-1,0
стабилизатор железа 0,5-3,0
вода остальное

2. Кислотный состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве стабилизатора железа он содержит оксиэтилендифосфоновую кислоту или Трилон-Б.

3. Кислотный состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве спиртосодержащего соединения он содержит низшие спирты, или гликоли, или пропиленгликоли, или спиртосодержащие отходы производства.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к водной композиции для эксплуатационных скважин и к способу ингибирования бактериального загрязнения с использованием водной композиции для эксплуатационных скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии предупреждения газонефтеводопроявлений в межколонном пространстве (МКП) при эксплуатации скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к производству проппантов с полимерным покрытием при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частости к герметизирующим составам для изоляционных работ в скважине, которые могут быть использованы для изоляции межколонного и заколонного пространства при эксплуатации скважин на нефтяных и газовых месторождениях, а также на подземных хранилищах газа.

Изобретение относится к устройствам для обработки призабойной зоны за счет гидроразрыва пласта газообразными продуктами сгорания твердых топлив. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам получения реагентов-ингибиторов, обладающих дополнительными стабилизирующими свойствами, для обработки буровых растворов на водной основе, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин.
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и вскрытии продуктивных пластов.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и солевых отложений в условиях действия высоких забойных температур до 220°C.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляционных работ в скважине с карбонатными коллекторами с целью увеличения нефтеотдачи пластов и изменения профиля приемистости нагнетательных скважин. Способ заключается в последовательном закачивании в скважину порций водного раствора структурообразующего реагента и структурообразователя, разделенных оторочкой пресной воды. Продавливают водный раствор структурообразующего реагента и структурообразователя в изолируемый интервал закачиванием продавочной жидкости. В пласт предварительно закачивают и оставляют на время реагирования с карбонатным коллектором водный раствор гидроксохлористого алюминия. Закачку и продавливания водного раствора структурообразующего реагента и структурообразователя производят в импульсном режиме. После закачивания каждых 0,5-1,5 м3 продавочной жидкости в изолируемый интервал, производят периодическое стравливание избыточного давления пласта путем открытия скважины с изливом продавочной жидкости по насосно-компрессорным трубам через штуцер в наземную емкость. Далее возобновляют закачивание продавочной жидкости после окончания ее излива. Причем при каждом последующем стравливании величину давления, на которое производят стравливание, увеличивают на 0,4-0,6 МПа. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зон водопритока в скважине с карбонатными коллекторами за счет снижения приемистости зоны осложнения, улучшения перемешивания компонентов водоизоляционной композиции и создания более надежного водоизоляционного экрана. 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине, и может быть использовано для ограничения притока вод по пласту, отключения пластов и ликвидации заколонных перетоков в добывающих скважинах. Способ ограничения водопритока в скважину включает порционную закачку в интервал изоляции состава и регулятора гелеобразования. Состав содержит гипан 100 об.ч., жидкое стекло 20-50 об.ч., полиакриламид DP9-8177 50-100 об.ч. В качестве регулятора гелеобразования применяют оксихлорид алюминия 200-300 об.ч. Техническим результатом является повышение эффективности водоизоляционных работ за счет увеличения охвата воздействия из-за образования полимерной массы непосредственно в интервале изоляции, а также упрощение способа и его работоспособности в пресных водах. 2 табл.
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к составам для изоляции и предупреждения обвалообразований в интервалах неустойчивых пород зон поглощения, и может найти применение при строительстве скважин, при ремонтно-изоляционных работах, а также при капитальном ремонте скважин. Способ приготовления состава для изоляции зон поглощений в скважине путем смешивания цемента, глинопорошка, полиакриламида, воды и добавки. Вначале готовят водный раствор добавки путем введения последней в воду, затем при перемешивании добавляют в указанный водный раствор последовательно глинопорошок и цемент, смесь перемешивают не менее 30 мин и далее добавляют порошкообразный полиакриламид, причем в качестве добавки используют метасиликат натрия, а в качестве глинопорошка используют глинопорошок, обеспечивающий выход глинистого раствора вязкостью 20 мПа·с менее 5,0 м3/т, при следующем соотношении компонентов, мас.ч: указанный глинопорошок - 60-80, цемент - 15-20, указанная добавка - 10-20, порошкообразный полиакриламид - 0,005-0,01, вода - 100. Изобретение позволяет повысить изоляционные свойства состава. 3 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты с низкой температурой. Способ изоляции зон водопритока в скважине заключается в закачивании в изолируемый пласт разогретого до температуры 70-90°C водного раствора хлористого кальция плотностью не менее 1500 кг/м3. После закачки водного раствора хлористого кальция производят выдержку в течение 8-12 ч. Далее последовательно закачивают оторочку из углеводородной жидкости и подогретое до температуры 70-90°C стекло жидкое натриевое и проводят выдержку в течение 24-48 ч для образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого. Техническим результатом является увеличение эффективности изоляции зон водопритока в скважине за счет создания более прочного водоизоляционного экрана путем обеспечения образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого, закачанного в пласт, через который обводняется скважина.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки неоднородных по проницаемости карбонатных и терригенных пластов. Технический результат - расширение области применения способа: применение в более широком диапазоне пластовых температур от 30°C до 110°C, применение для скважин с любой, в том числе повышенной обводненностью добываемой продукции, сокращение сроков проведения обработки, повышение эффективности воздействия на низкопроницаемые продуктивные зоны пласта, предотвращение вторичного образования эмульсий в пластовых условиях после обработки, снижение расхода эмульгатора и применение более технологичного способа приготовления эмульсии на скважине. В способе обработки призабойной зоны пласта, включающем закачку в пласт нефтекислотной эмульсии обратного типа и кислоты, в качестве нефтекислотной эмульсии обратного типа используют эмульсию, содержащую следующие компоненты, мас.%: дисперсионная среда - углеводородная жидкость 31-38, эмульгатор - продукты реакции алифатических аминов жирных кислот гидрированного талового масла с соляной кислотой в расчете на амины 0,02-0,08, дисперсная фаза -синтетическая, ингибированная 10-18%-ная соляная кислота остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. 6 з.п. ф-лы, 21 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами. Технический результат - замедление скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличение степени охвата обработкой по толщине и глубине пласта, с использованием эмульсии, сохраняющего стабильность до 120 часов при температуре до 60°C, уменьшающего интенсивность кислотной коррозии и обладающего моющей эффективностью по отношению к асфальтосмолопарафиноотложениям. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта включает закачку в пласт эмульсии и водного раствора кислоты, причем вначале закачивают водный раствор кислоты, а закачку водного раствора кислоты и эмульсии проводят в последовательно чередующемся режиме и в качестве эмульсии используют эмульсию следующего состава, масс.%: кислота 5,0-40,0; эмульгатор - анионоактивное или неионогенное, или катионное поверхностно-активное вещество, или их смесь 1,0-10,0; углеводородный растворитель 5,0-40,0; деструктор - первичный или вторичный спирт или их смесь 0,1-5,0; ингибитор коррозии 0,01-0,05 и вода остальное. Эмульсия может содержать регулятор вязкости в количестве 0,01-6,0 масс.%. Водный раствор кислоты используют 3,0-24,0%-ной концентрации. 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 29 пр.

Изобретение относится к композиции окисленного и малеированного таллового масла в качестве эмульгатора или ингибитора коррозии, содержащей талловое масло, имеющее по меньшей мере две C10-C24 структуры, где по меньшей мере одна из C10-C24 структур замещена по меньшей мере одним из α,β-ненасыщенной карбоновой кислоты или ангидрида, при этом C10-C24 структуры являются сшитыми простой эфирной связью, и где композиция окисленного и малеированного таллового масла имеет кислотное число от примерно 50 мг КОН/г до примерно 400 мг КОН/г. Изобретение также относится к следующим способам: к получению композиции окисленного и малеированного таллового масла в качестве эмульгатора или ингибитора коррозии, содержащей талловое масло, имеющее по меньшей мере две C10-C24 структуры, где по меньшей мере одна из C10-C24 структур замещена по меньшей мере одним из α,β-ненасыщенной карбоновой кислоты или ангидрида, при этом C10-C24 структуры являются сшитыми простой эфирной связью, и где композиция окисленного и малеированного таллового масла имеет кислотное число от примерно 50 мг КОН/г до примерно 400 мг КОН/г, включающему обеспечение талловым маслом, имеющим по меньшей мере две C10-C24 структуры, малеирование таллового масла и окисление таллового масла; к эмульгированию раствора, включающему стадию объединения раствора с эффективным количеством композиции окисленного и малеированного таллового масла; к ингибированию коррозии на металлической поверхности, включающему контактирование металлической поверхности с эффективным количеством композиции окисленного и малеированного таллового масла; и к уменьшению коррозии металлической поверхности, включающему контактирование металлической поверхности с эффективным количеством композиции окисленного и малеированного таллового масла. 5 н. и 13 з.п. ф-лы, 7 пр., 6 ил.

Группа изобретений относится к буферным жидкостям, которые используют при операциях цементирования в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - устойчивость буферной жидкости, хорошее восстановление при деформации сдвига, снижение стоимости в большом диапазоне температур. Буферная жидкость для использования в операциях цементирования нефтяных скважин включает водный раствор хлорида кальция и/или бромида кальция; амфотерного вязкоупругого поверхностно-активного вещества и амфифильного полимера, причем амфотерное поверхностно-активное вещество имеет бетаиновую структуру где R является углеводородной группой, которая может быть разветвленной или линейной, ароматической, алифатической или олефиновой и содержать от 14 до 26 атомов углерода и, необязательно, содержать амин; n=2÷4; и р=1÷5; и их смеси. Способ обработки скважины при операции цементирования включает закачку указанной выше буферной жидкости перед цементным раствором для цементирования скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину. Состав для изоляции водопритоков в скважину состоит из кремнийсодержащего соединения, соли титана и растворителя. В качестве кремнийсодержащего соединения содержит жидкое стекло, в качестве соли титана - триэтаноламинтитанат - ТЭАТ-1, а в качестве растворителя - техническую воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: жидкое стекло 30-37, ТЭАТ-1 4-8, техническая вода - остальное. Технический результат - создание состава для изоляции водопритоков в скважину с улучшенными антикоррозионными свойствами, с регулируемым временем гелеобразования, обеспечивающим более глубокое проникновение состава в пористую среду обводненного пласта и создание большего по глубине изоляционного экрана, с сохранением высоких закупоривающих свойств, обеспечивающих снижение проницаемости обводненного пласта и формирование долговечного изоляционного экрана. 3 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами. Технический результат - замедление скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличение степени охвата обработкой по толщине и глубине пласта, а также стабильность кислотного состава до 120 часов при температуре до 60 С°, уменьшение интенсивности кислотной коррозии и удаление асфальтосмолопарафинотложений. Кислотный состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта включает, масс.%: кислоту 5,0-40,0, эмульгатор - анионоактивное, или неионогенное, или катионное поверхностно-активное вещество или их смесь, 1,0-10,0, углеводородный растворитель 5,0-40,0, деструктор - первичный или вторичный спирт или их смесь 0,1-5,0, ингибитор коррозии 0,01-0,05 и воду остальное. Состав может дополнительно содержать регулятор вязкости в количестве 0,01-6,0 масс.%. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 29 пр.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2013-09-27 2013-09-26T23:23:42
Наверх