Кислотный состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта

Авторы патента:

C09K8/74 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2495075:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" (RU)

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.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны продуктивных пластов скважины с трудноизвлекаемыми запасами нефти, включающий в вес.%: ингибированную соляную кислоту 24%-ной концентрации - 10,0-15,0, уксусную или плавиковую кислоту - 2,0-4,0, реагент для добычи нефти - РДН-O - 1,0-2,0, органический растворитель - 15,0-20,0, воду - остальное (см. Патент РФ №2255216, МКИ Е21В 43/27, публ. 2005 г.).

Данный состав недостаточно эффективен вследствие того, что в качестве органического растворителя используются такие растворители, как ацетон или простые эфиры гликолей, диоксан или бутилцеллозольв. Эти растворители смешиваются как с водной фазой, так и с углеводородами. Заявленные растворители не являются углеводородными и не обладают высокой растворяющей способностью асфальтосмолопарафиноотложений.

Известен состав для обработки терригенных коллекторов, содержащий в масс.%: глинокислоту - 52,85-84,7, органический растворитель - вещество, смешивающееся как с водной фазой, так и с углеводородами, - 10,0-40,0, поверхностно-активное вещество (ПАВ) - 0,2-2,0, уксусную кислоту - 5,0, гидрофобный кремнезем «Полисил» - 0,10-0,15 (см. Патент РФ №2319727, МКИ С09К 8/76, публ. 2008 г.).

Однако известный состав содержит в составе в качестве загустителя твердое вещество - гидрофильный кремнозем «Полисил», которое необратимо загрязняет коллектор в процессе обработки и необратимо ухудшает фильтрационные характеристики. Использование в качестве загустителя поверхностно-активных веществ позволяет проводить временную блокировку коллектора в процессе обработки, в зависимости от решаемой технологической задачи с последующим полным восстановлением проницаемости коллектора.

Известный состав также не содержит углеводородного растворителя, способного эффективно растворять асфальтосмолопарафиноотложения, заявленный органический растворитель является взаимным растворителем - веществом, смешивающимся как с водной фазой, так и с углеводородами и поэтому неэффективным для удаления АСПО.

Известен кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны, включающий в масс.%: соляную кислота - 3,0-23,0, глинокислоту - 0,5-5,0, неоногенное ПАВ - 0,1-1,0, растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений 0,3-3,0, оксиэтилендифосфоновую кислоту и/или уксусную кислоту - 0,05-6,0, взаимный растворитель - 10,0-30,0, и воду - остальное (см. Патент РФ №2249101, МКИ Е21В 43/27, публ. 2005 г.).

Известный состав неэффективен для удаления смол и парафинов, поскольку содержание растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений не превышает 3%, что является недостаточным.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является состав, содержащий в об.%: углеводородную жидкость - 26,0-40,0, маслорастворимый азотсодержащий эмульгатор Сонкор-9601 или Сонкор-9701 - 0,4-5,0, водный раствор ингибированной 10%-ной соляной кислоты или глинокислоты или водный раствор 1-10%-ного хлористого кальция или хлористого натрия - остальное (см. Патент РФ №2255215, МКИ Е21В 43/27, публ. 2005 г.).

Однако применение данного состава ограничено, поскольку время распада эмульсии не поддается регулированию в зависимости от температуры, вязкости и решаемой технологической задачи, результатом может являться ухудшение фильтрационных свойств коллектора за счет загрязнения стойкими эмульсиями, которые не разрушаются после обработки скважины.

Целью предлагаемого изобретения является разработка кислотного состава для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, обладающего высокой эффективностью за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличения степени охвата обработкой по толщине и глубине пласта, а также сохраняющего стабильность до 120 часов при температуре до 60°C, уменьшающего интенсивность кислотной коррозии и обладающего моющим действием по отношению к асфальтосмолопарафинотложений.

Поставленная цель достигается путем создания кислотного состава для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающего кислоту, эмульгатор, углеводородный растворитель и воду, причем он дополнительно содержит первычный или вторичный спирт или их смесь и ингибитор коррозии, а в качестве эмульгатора используют анионоактивное или неионогенное или катионное поверхностно-активное вещество или их смесь, при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Кислота	5,0-40,0
Указанный эмульгатор	1,0-10,0
Углеводородный растворитель	5,0-40,0
Первичный или вторичный спирт или их смесь	0,1-5,0
Ингибитор коррозии	0,01-0,05
Вода	остальное.

Состава дополнительно может содержать регулятор вязкости в количестве 0,01-6,0 масс.%.

Для приготовления кислотного состава в качестве кислоты используют:

- соляную кислоту по ГОСТ 857-95;

- плавиковую кислоту по ГОСТ 10484-78;

- сульфаминовую кислоту по ТУ 2121-083-05800142-2001;

- уксусную кислоту по ГОСТ 19814-74;

- муравьиную кислоту по ГОСТ 1706-78;

- их смеси.

Используют анионоактивные ПАВ или неионногенные ПАВ или катионные ПАВ или их смеси, такие как:

- деканол по ТУ 6-09-1514-75;

- синтамид - 5К по ТУ 2483-064-0580977-2003;

- эмульгатор катионных битумных эмульсий (ЭКБЭ) по ТУ 0257-007-35475596-98;

- ИТПС-04Э по ТУ 2458-003-27913102-2003;

- кокоамин - моноамин жирных кислот кокосового масла, производиться в Китае.

- амдор по ТУ 0257-003-35475596-96.

В качестве углеводородного растворителя используют:

- дизельное топливо (ДТ) по ГОСТ 305-82;

- ксилол по ГОСТ 9410-78;

- МИА-пром по ТУ 4852-01127913102-2001;

- толуол по ГОСТ 14710-78;

- бензин по ТУ 0251-009-057-66801-93;

- фракция ароматических углеводородов (ФАУ) по ТУ 2414-00352927048-2005;

- их смеси.

Первичные или вторичные спирты вводят в состав для регулирования скорости распада эмульсии с образованием подвижной неорганической и углеводородной фаз. В качестве первичных или вторичных спиртов используют например:

- метанол по ГОСТ 2222-95;

- изопропанол по ТУ 6-09-50-2655-94;

- вторичный бутанол по ГОСТ 6006-78;

- бутилцеллозольв (БЦ) по ТУ 6-01-646-84;

- этилцеллозольв (ЭЦ) по ГОСТ 8313-88;

- их смеси.

В качестве ингибитора коррозии используют:

- Dodikor -2575 - продукт фирмы «Clariant»,CIIIA;

- Prod Ci-300 - продукт фирмы «Chevron Fillips», США;

- уротропин (УТ) по ГОСТ 1381-73;

- формальдегид (ФД) по ГОСТ 1625-89;

- жирные аммонийные соли (ЖАС)

В качестве регулятора вязкости могут быть использованы:

- синтанол ЭС-3 по ТУ 38-5901268-90;

- ксантановый биополимер по ТУ 2458-002-50635131-2003;

- полиакриламид по ТУ 6-01-1049-92;

Предлагаемый кислотный состав может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем последовательного растворения компонентов состава в заявляемых количествах.

Предлагаемый кислотный состав представляет собой кислотно-углеводородную эмульсию обратного типа.

Приводим примеры приготовления кислотных составов.

Пример 1 (заявляемый состав).

При перемешивании механической мешалкой к 15,0 г соляной кислоты добавляют 2,0 г деканола, далее в полученную смесь вводят 40,0 г углеводородного растворителя - смеси дизельного топлива и ксилола при их соотношении 85:15, 0,1 г. метанола, 0,01 г ингибитора коррозии - Dodikor и 42,89 г воды (см. табл.1, пример 1).

Пример 2,4,9,13,18,27 готовят аналогично примеру 1 без добавления первичного или вторичного спирта.

Пример 3. При перемешивании механической мешалкой к 12,9 г соляной кислоты добавляют 1,0 г ИТПС-04Э, далее в полученную смесь вводят 12,94 г.

углеводородного растворителя - МИА-пром, 4,0 г метанола, 0,01 г ингибитора коррозии - Dodicor, 0,01 г регулятора вязкости - синтанола ЭС-3 и 69,14 г воды (см. табл.1, пример 3).

Примеры 5-8,10-12,14-17,19-26,28 готовят аналогичным образом, изменяя виды компонентов и их содержание в составе в заявляемых количествах.

Пример 29 (прототип).

В 26,0 г дизельного топлива растворяют 0,2 г эмульгатора - Сонкор - 9601 при интенсивном перемешивании, далее в 3 приема вводят 7,38 г соляной кислоты и перемешивают в течение 5 минут (см. табл.1, пример 29).

Оценку эффективности составов проверяют в лабораторных условиях по определению вязкости, скорости растворения мрамора, глины и проверке стабильности составов во времени при температуре 60°C. Результаты исследований приведены в таблице 1.

Скорость растворения карбонатов (мрамора) оценивают по следующей методике. Кубик мрамора квадратной формы взвешивают с точностью до второго знака, по линейным размерам вычисляют объем кубика и плотность. Средняя плотность использованного мрамора 2,5 г/см³. Подвешенный на нити кубик мрамора опускают в исследуемый состав и через равные промежутки времени (10-30 сек) вынимают, промывают водой, сушат и взвешивают, составляют таблицу с параметрами относительного времени растворения кубика и абсолютными значениями массы. Методом наименьших квадратов находят из угла наклона прямой на линейном промежутке скорость растворения (г/сек) в данном эксперименте. Абсолютное значение скорости растворения (г/м²*сек) находят как угол наклона прямой, вычисленной в координатах (m/S) от времени, где m - масса кубика через определенные промежутки времени, S - площадь, вычисленная по уравнению: S=6 (m/p)^2/3.

Скорость растворения глины оценивают по следующей методике. Навеску бентонитовой глины массой 2 г перемешивают с 20 г предлагаемого кислотного состава и выдерживают в течение 18 часов. Далее раствор фильтруют через фильтр с известной массой, промывают водой и сушат при комнатной температуре до постоянной массы и взвешивают на фильтре. Эффективность растворения вычисляют по формуле:

Э=100*(M-m)/Mo, где:

М - масса исходной глины с фильтром после обработки, г;

Таблица 1
№ пп	Содержание компонентов кислотного состава, масс.%	Вязкость, сПз (при 511 с^-1)	Скорость растворения мрамора, глины г/м²*сек	Стабильность во времени, час (при 60°С)
Кислота	Эмульгатор	Углеводородный растворитель	Ингибитор коррозии	Деструктор	Регулятор вязкости	Вода
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	HCl 15.0	Деканол 2,0	ДТС(85%)+Ксилол (15%) 40.0	Dodicor 0.01	Метанол О.1	-	42.89	50	289	72
2	HCl 15.0	Деканол 2,0	ДТС(85%)+Ксилол (15%) 40.0	Dodicor 0.01	-	-	42.99	50	280	192
3	HCl 12.9	ИТПС-04Э 1,00	МИА-пром 12.94	Dodicor 0.01	Метанол 4.0	Синтанол ЭС-3 0.01	69,14	180	256	38
4	HCl 12.9	ИТПС-04Э 1.00	МИА-пром 12.94	Dodicor 0.01	-	Синтанол ЭС-3 0.01	73.14	230	230	504
5	HC1 10.0	ИТПС-04Э 1.05	МИА-пром 11.54	Dodicor 0.01	Изопропанол 4.0	-	73.4	80	325	12
6*	HCl+HF 10.0+2.0	Деканол 2.5	МИА-пром 17.5	Prod Ci-300 0.05	Втор.бута нол 2.0	Синтанол ЭС-3 6.0	59.45	420	250	120
7	HCl+NH₂SO₂0H 10.0+5.0	Деканол 3.0	МИА-пром 11.54	Dodicor 0.01	Втор.бута нол 2.0	-	68,45	45	353	16
8*	HCO₂H 12.0	ИТПС-04Э 2.0	МИА-пром 11.55	Dodicor 0.05	Метанол 3.0	-	71.4	75	155	120
9	HCO₂H 12.0	ИТПС-04Э 2.0	МИА-пром 11.55	Dodicor 0.05	-	-	74.4	82	147	300
10	HCl+HCO₂H 8.5+9.6	ИТПС-04Э 1.05	ДТС(85%)+Ксилол (15%) 5.0	Dodicor 0.01	Изопропанол 3.5	-	72.32	120	285	14
11*	HC+HF 8.0+1.5+4,02	ИТПС-04Э 1.05	МИА-пром 17.5	Dodicor 0.02	Изопропанол 2.5	-	65.43	45	280	15
12	HCl 7.52	ИТПС-04Э 1.05	МИА-пром 30.5	Dodicor 0.01	Изопропанол 3.0	-	57.92	35	233	116
13	HCl 7.52	ИТПС-04Э 1.05	МИА-пром 30.5	Dodicor 0.01	-	-	60,92	45	230	340
14*	HCl+HF 6.6+1.5	ИТПС-04Э 1.0	МИА-пром 11.54	Формальдегид 0.01	БЦ 3.0	-	76.35	70	198	13
15*	HCl 5.0	ЭКБЭ 2.0	МИА-пром 12.94	Dodicor 0.01	Изопропанол 2.5	ПАА 0.02	77.53	280	230	50
16*	HF+ CH₃CO₂H 3.0+12,0	ЭКБЭ 2.0	ДТ 17.5	Уротропин 0.05	Метанол 3.0	-	62.45	30	175	24
17	CH₃CO₂H 10.0	ИТПС-04Э 1.05	МИА-пром 20.0	Dodicor 0.01	Вторбута нол 1.0	Ксантан 0.2	67.74	300	120	72
18	CH₃CO₂H 10.0	ИТПС-04Э 1.05	МИА-пром 20.0	Dodicor 0.01	-	Ксантан 0.2	68.74	325	105	228
19*	NH₂SO₂OH 8.0	Деканол (50%) Кокоамин(50%) 1.5	ДТ 20.0	Prod Ci-300 0.02	Метанол 3.0	Ксантан 0.2	67.28	220	250	28
20*	HF+NH₂SO₂OH 3.0+9.0	Синтамид 2.0	МИА-пром 17.5	Dodicor 0.01	Изопропанол 1.5	-	6.99	35	176	48
21*	HF+НСО₂Н 2.0+10	Деканол (50%) Кокоамин(50%) 1.5	МИА-пром 12.94	Prod Ci-300 0.01	Метанол 2.0	-	71.55	100	246	120
22*	HF+HCO₂H 1.38+9.6	Амдор 1.0	МИА-пром 12.94	Prod Ci-300 0.01	ЭЦ 2.0	-	73.07	45	160	16
23	HF+CH₃CO₂H 1.0+6.0	Деканол 2.0	Бензин 5.0	Dodicor 0.15	Метанол 5.0	-	80.85	41	105	20
24*	HF+NH₂SO₂OH 1.0+5.0	Синтамид 1.05	МИА-пром 17.5	Уротропин 0.01	Вторбутанол 3.0	-	72.44	50	127	12
25*	HF+HCO₂H 1.0+6.0	Амдор 1.05	ФАУ(50%) ДТ(50%) 8.7	Dodicor 0.03	БЦ 3.0	-	80.22	80	135	14
26	NH₂SO₂OH 10.7	Синтамид 10.0	МИА-пром 20.93	Prod Ci-300 0.02	БЦ 1.0	Синтанол ЭС-3 0.03	57.32	325	203	96
27	NH₂SO₂OH 10.7	Синтамид 10.0	МИА-пром 20.93	Prod Ci-300 0.02	-	Синтанол ЭС-3 0.03	58.32	350	185	360
28*	NH₂SO₂OH 8.0	Синтамид 1.05	Бензин(50%) Толуол(50%) 13.1	Dodicor 0.01	Изопропанол 3.0	-	74.84	70	152	18
29 прототип	HCl 7,38	Сонкор-9601 0.2	Дизельное топливо 26.0	-	-	-	66.42	30	410	4
*- составы, применяемые для обработки терригенных пород

Мо - исходная масса глины, г;

m - масса фильтра, г.

Для определения стабильности эмульсии во времени в градуированную пробирку с пробкой наливают 100 мл эмульсии, помещают в термостат при температуре 60°С и отмечают время полного разделения органической и кислотной фаз.

Вязкость эмульсии определяют на ротационном вискозиметре Fann-35. Измерения проводят при различных скоростях вращения шпинделя. Допускается изменение вязкости на 15-20% в течение 6 часов. Результаты измерений записывают с указанием марки прибора, типа используемого шпинделя, скорости вращения и температуры. В таблице 1 приведены значения вязкости, полученные на приборе Fann-35 при комнатной температуре и скорости вращения шпинделя 300 об/мин, что соответствует скорости сдвига 511 с^-1.

По результатам, приведенным в таблице 1, видно, что заявляемый кислотный состав эффективно блокирует высокопроницаемые водонасыщенные пропластки за счет повышенной вязкости, является более стабильным. Уменьшение скорости растворения породы пласта повышает проникающую способность состава вглубь пласта.

Для определения эффективности заявляемого состава при его использования для обработки пласта определяют скорость коррозии, моющую эффективность и изменение остаточного фактора сопротивления. Результаты испытаний приведены в таблице 2.

Коррозионную активность проверяют по стандартной методике на металлических пластинках (сталь 3) при комнатной температуре.

Пластинку размером 10×15×3 очищают, промывают в теплой воде, обезжиривают ацетоном или спиртом и высушивают до постоянного веса. Пластинку подвешивают на капроновой нити в стакане так, чтобы при заполнении стакана раствором кислоты торец пластинки оказался примерно на 10 мм ниже уровня жидкости. Стакан заполняют кислотным составом и оставляют на фиксированное время. По истечении заданного времени пластинку вынимают из кислоты, тщательно промывают в проточной воде и многократно ополаскивают горячей дистиллированной водой. Влагу с поверхности пластинки удаляют фильтровальной бумагой и пластинку сушат до постоянного веса.

Скорость коррозии вычисляют по формуле:

V=g/10^-4*S*t,

где: V - скорость коррозии, г/м²*час;

g - потеря массы пластинки в результате коррозии, г;

S - поверхность пластинки, м²;

t - продолжительность испытания, час.

Определение моющей эффективности проводят в динамических условиях, для чего образцы асфальтосмолопарафиноотложений (АСПО) массой 2 г помещают в корзиночки из нержавеющей стали и на проволоке подвешивают в слой приготовленной заранее эмульсии в пластиковой бутылочке объемом 250 мл. Перемешивают содержимое бутылочек на магнитной мешалке со скоростью 400 об/мин в течение 2 часов при комнатной температуре. По происшествии времени образцы вынимают, споласкивают водой, сушат на воздухе и взвешивают. Моющая эффективность определяют как отношение убыли массы образца к его первоначальному весу в процентах.

Для определения изменения фильтрационного сопротивления проводят испытания на моделях пласта при температуре 40°С и постоянном стабилизированном давлении. Модель пласта представляет собой металлическую колонку длиной 50 см и диаметром 3 см, плотно набитую молотым и подготовленным песком. Насыщающим и вытесняющим агентами служат вода с минерализацией 19 г/л и дегазированная нефть, разбавленная керосином до вязкости 4 мПа.с. Модель пласта насыщают водой в количестве 2 поровых объемов, затем проводят вытеснение ее нефтью, после чего закачивают заявляемый состав и затем вытесняют его нефтью. Измеряют подвижность жидкости (λ) до и после проведения испытаний, которую рассчитывают исходя из формулы Дарси:

λ=K/µ=(Q*1)/(F*ΔР), где

K - коэффициент проницаемости пористой среды, мкм²,

µ - вязкость жидкости, мПа*с,

Q - расход жидкости, см³/сек,

L - длина модели, см,

F - сечение модели, см²,

ΔР - разность давлений на входе и выходе модели, атм.

Рассчитывают остаточный фактор сопротивления (R), который является основной характеристикой, определяющей степень влияния реагента на фильтрационные характеристики пористой среды.

R=((λ₁-λ₂)/λ₁)*100%, где:

λ₁ - подвижность жидкости до закачки реагента;

λ₂ - подвижность жидкости после закачки реагента.

Таблица 2
№ пп	Номер состава из таблицы 1	Скорость коррозии, г/м²*ч	Моющая эффективность, %	Изменение остаточного фактора сопротивления, R, %
1	№1	0,29	83	90
2	№12	0,22	76	76
3 прототип	HCl - 7,38	0,35	45	5
3 прототип	Сонкор - 9601-0,2	0,35	45	5
ДТ - 26,0

При сравнении полученных результатов видно, что предлагаемый кислотный состав обладает более высокой моющей эффективностью АСПО по сравнению с прототипом, имеет низкую коррозионную активность. Предлагаемый кислотный состав, обладающий высокой вязкостью, эффективно блокирует высокопроницаемые водонасыщенные пропластки по сравнению с прототипом. После перераспределения фильтрационных потоков и выдерживания на реагирование происходит распад эмульсии, обусловленный потерей кислотности состава и действием реагента деструктора, с образованием подвижной неорганической и углеводородной фаз, которые легко вымываются из пласта, что наиболее эффективно при обработке призабойной зоны добывающих скважин.

1. Кислотный состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий кислоту, эмульгатор, углеводородный растворитель и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит первичный или вторичный спирт или их смесь и ингибитор коррозии, а в качестве эмульгатора используют анионоактивное или неионогенное или катионное поверхностно-активное вещество или их смесь при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Кислота	5,0-40,0
Указанный эмульгатор	1,0-10,0
Углеводородный растворитель	5,0-40,0
Первичный или вторичный спирт
или их смесь	0,1-5,0
Ингибитор коррозии	0,01-0,05
Вода	Остальное

2. Кислотный состав по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит регулятор вязкости в количестве 0,01-6,0 мас.%.

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.

Вязкоупругие поверхностно-активные буферные жидкости // 2495073

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.

Окисленные и малеированные соединения и композиции // 2495072

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.

Способ обработки призабойной зоны пласта // 2494245

Способ обработки призабойной зоны пласта // 2494244

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки неоднородных по проницаемости карбонатных и терригенных пластов.

Способ изоляции зон водопритока в скважине // 2494229

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты с низкой температурой.

Способ приготовления состава для изоляции зон поглощений в скважине // 2494228

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 ограничения водопритока в скважину // 2494225

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 изоляции зоны осложнения в скважине с карбонатными коллекторами // 2494224

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.

Поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов // 2494136

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

Устройство для обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины // 2495236

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к устройствам для повышения производительности скважин путем обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины. Обеспечивает улучшение эксплуатационных характеристик устройства за счет повышения удельной теплоты сгорания, удельного газообразования, снижения шлакообразования относительно массы устройства, а также упрощения изготовления устройства. Сущность изобретения: устройство включает воздушную камеру с атмосферным давлением и приемную камеру, выполненную из легкого упругопластичного материала. В приемной камере последовательно размещены цилиндрической формы малогазовый при сгорании композиционный материал, обращенный к воздушной камере и закрепленный радиально расположенными металлическими штырьками неподвижно относительно корпуса приемной камеры и газогенерирующий при сгорании композиционный материал. Малогазовый при сгорании композиционный материал, обращенный к воздушной камере, сформирован из композиции, включающей, мас.%: аммиачная селитра гранулированная марки Б 45-46, бихромат калия 1-2, эпоксидная смола марки ЭД-20 40-42, пластификатор марки ЭДОС 2-3, отвердитель Агидол марки АФ-2М 9-10. Газогенерирующий при сгорании композиционный материал приемной камеры устройства сформирован из композиции, включающей, мас.%: нитрат аммония 78-87, порошкообразный бутадиен-нитрильный каучук марки СКН-26 с дисперсностью 0,5-1,5 мм 12, бихромат калия 1-10. 1 пр., 1 табл., 1 ил.

Композиция пеногасителя и способы ее получения и применения // 2495901

Группа изобретений относится к использованию пеногасителей в скважинных операциях. Технический результат - универсальность пеногасителя, эффективность пеногасителя при низких концентрациях с одновременным сохранением способности пенных систем к повторному ценообразованию или к осуществлению ряда циклов пенообразования - пеногашения - повторного пенообразования. Композиция пеногасителя для использования в скважинных применениях, содержащая в расчете на объем: от приблизительно 40 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды и/или других сортов воды, от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% кремнийорганического пеногасителя, содержащего 60,0 масс.% воды, 7,0-13,0 масс.% полидиметилсилоксана и необязательно 5,0 масс.% метилцеллюлозы, и от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% активного кремнийорганического пеногасителя, содержащего более чем 60,0 масс.% воды, 7,0-13,0 масс.% полидиметилсилоксана, 1-5 масс.% гидроксиэтилцеллюлозы, 1-5 масс.% отработанного аморфного диоксида кремния, 1-5 масс.% моно- и диглицериды C14-C18, где композиция является устойчивой при температурах вплоть до приблизительно 232°С. Способ включает добавление эффективного количества указанной выше композиции пеногасителя к вспененной текучей среде, где его количество достаточно, чтобы привести к полному пеногашению вспененной текучей среды, причем композиция пеногасителя допускает повторение циклов пенообразования - пеногашения. Изобретения развиты в зависимых пунктах. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 пр.

Изоляционный раствор и способ изоляции притока пластового флюида или газа // 2495902

Группа изобретений относится к способам изоляции притока пластового флюида (воды) или газа в скважинах. Изоляционный раствор содержит массовых %: силиката натрия - 5-50; бентонита - 15-55; полиакриламида - 0,0005 до 0,5; воды - остальное. Устанавливают пакерное оборудование для герметизации изолируемого интервала, определяют приемистость. Производят последовательную закачку буферной жидкости, изоляционного раствора указанного выше состава, буферной жидкости, раствора, содержащего ионы кальция. Производят выдержку на период структурообразования; разгерметизацию и извлечение пакерного оборудования; установку цементного моста. Техническим результатом является повышение надежности и технологичности способа изоляции за счет повышения стабильности свойств (вязкость, гомогенность) изоляционного раствора в процессе его приготовления и во время закачки в пласт, сокращение сроков проведения ремонтных работ. 2 н. и 7 з.п. ф-лы.

Привитой сополимер как ингибитор газовых гидратов // 2496798

Изобретение относится к привитым сополимерам на основе полиамида. Предложены привитые сополимеры на основе полиамида, прошедшего реакцию с ангидридом малеиновой кислоты, содержащие по меньшей мере одну винил-ненасыщенную боковую цепь, выбранную из N-винилкапролактама и/или N-винилпирролидона и в качестве полиамидного компонента он содержит по меньшей мере одно соединение из ряда натуральных или синтетических полиамидов. Технический результат - предложенные сополимеры могут быть получены из легкодоступных исходных материалов по относительно недорогой и простой технологии и пригодны к применению в качестве ингибиторов газовых гидратов. 7 з.п. ф-лы, 1 табл., 8 пр.

Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ // 2496818

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке неоднородных нефтяных пластов для увеличения коэффициента охвата их заводнением и увеличения нефтеотдачи. В способе выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ на основе полимера акриламида, сшивателя и воды, включающем определение параметров пласта для конкретной скважины, экспериментальное определение характеристик указанной композиции, в том числе времени гелеобразования и статического напряжения сдвига, расчет начального градиента давления, минимального радиуса гелевого экрана и минимального объема закачиваемой композиции, задают расстояние Rk в удаленной от забоя нагнетательной скважины зоне, где должен быть сформирован гелевый экран, осуществляют определение для этого расстояния значения температуры по предварительно построенному графику зависимости распределения по расстоянию в пласте значений температуры, рассчитанных с учетом температуры закаченной воды, скорости и времени ее закачки, температуры, пористости и теплопроводности пласта, и значения давления - по предварительно построенному графику зависимости распределения по расстоянию в пласте значений давления, рассчитанных по приведенной формуле, а выбор композиции производят из условий: время гелеобразования при определенной для данной зоны температуре не меньше времени закачки композиции в эту зону пласта, а начальный градиент давления выше депрессии, которую будет испытывать гель в этой зоне пласта. Технический результат - повышение качества обработки в удаленной от забоя скважины зоне пласта при одновременном повышении срока сохранения качества установленного экрана за счет уменьшения влияния депрессии на гелеобразующую композицию. 1 пр., 3 ил.

Устройство для обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины // 2496975

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности устройства за счет комплексного термогазодинамического и химического воздействия на призабойную зону пласта нефтяной скважины, уменьшение шлакообразования относительно массы устройства в 3-5 раз, упрощение изготовления устройства. Устройство для обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины включает воздушную камеру с атмосферным давлением и приемную камеру, выполненную из легкого упругопластичного материала. В приемной камере размещены цилиндрической формы композиционные материалы: малогазовый и газогенерирующий при сгорании композиционный материал, а между малогазовым и газогенерирующим композиционными материалами приемная камера устройства дополнительно содержит газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал. Малогазовый при сгорании композиционный материал, обращенный к воздушной камере и закрепленный радиально расположенными металлическими штырьками неподвижно относительно корпуса приемной камеры, сформирован из композиции, включающей, мас.%: аммиачная селитра гранулированная марки Б 45-46, бихромат калия 1-2, эпоксидная смола марки ЭД-20 40-42, пластификатор марки ЭДОС 2-3, отвердитель Агидол марки АФ-2М 9-10. Газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал сформирован из композиции, включающей, мас.%: нитрат аммония 40-50, порошкообразный фторкаучук марки СКФ-32 с дисперсностью 0,5-1,5 мм 10, хлорпарафин марки ХП-1100 10-30, фторопласт марки Ф-32Л 10-40. Газогенерирующий при сгорании композиционный материал сформирован из композиции, включающей, мас.%: нитрат аммония 78-85, порошкообразный бутадиен-нитрильный каучук с дисперсностью 0,5-1,5 мм 12, бихромат калия 3-10. 1 табл., 5 пр., 1 ил.

Облегченный газоблокирующий тампонажный материал для цементирования надпродуктивных интервалов (варианты) // 2497861

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности к облегченным тампонажным растворам, используемым при цементировании надпродуктивных интервалов газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, преимущественно, с большим газовым фактором, например более 100 м3/т. Технический результат - разработка двух вариантов облегченного тампонажного материала с высокими газоблокирующими свойствами при одновременном обеспечении оптимальных требуемых свойств для качественного цементирования надпродуктивных интервалов в условиях низких и нормальных температур, а именно низкий объем фильтрации при низкой скорости фильтрации и регулируемое время формирования статического напряжения сдвига. Тампонажный материал по одному варианту содержит, масс.ч.: портландцемент тампонажный ПЦТ 1G-CC-1 80,0-87,0, алюмосиликатные полые микросферы 10,0-15,0, стабилизирующая добавка редиспергируемый сополимер винилацетата и акрилата 3,0-5,0, понизитель фильтрации - оксиэтилцеллюлоза 0,2-0,3, пластификатор- полиэфиркарбоксилаты или вещество, активной составляющей которого является сульфированный меламинформальдегид 0,1-0,2, пеногаситель - модифицированный, кремнеорганический реагент ПОЛИЦЕМ ДФ 0,2-0,3, ускоритель сроков схватывания хлористый кальций 2,0-3,0, вода - остальное, при этом суммарное массовое содержание сухой смеси портландцемента, алюмосиликатных полых микросфер и стабилизирующей добавки составляет 100 масс.ч.; а по второму варианту облегченный газоблокирующий тампонажный материал содержит, масс.ч.: портландцемент тампонажный ПЦТ 1G-CC-1 76,0-86,0, алюмосиликатные полые микросферы, 10-16, стабилизирующая добавка редиспергируемый сополимер винилацетата и акрилата 3,0-6,0 и - реагент Conmix H2Ostop, активным действующим компонентом которого является силикат натрия 1,0-2,0, понизитель фильтрации - оксиэтилцеллюлоза 0,1-0,2, пластификатор - вещество, активной составляющей которого является сульфированный меламинформальдегид 0,1-0,2, пеногаситель - модифицированный кремнеорганический реагент ПОЛИЦЕМ ДФ 0,2-0,3 ускоритель сроков схватывания - этилсиликат-конденсат 0,5-2,0, вода 57-60, при этом суммарное массовое содержание сухой смеси портландцемента, алюмосиликатных полых микросфер, редиспергируемого сополимера винилацетата и акрилата и реагента Conmix H2Ostop составляет 100 масс.ч. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.

Композиция на основе нитрата карбамида и способ получения композиции на основе нитрата карбамида // 2497941

Изобретение относится к композиции на основе нитрата карбамида для удаления карбонатных отложений, накипи, продуктов коррозии, высолов различного типа и иных продуктов, растворяющихся при взаимодействии с азотной кислотой. Композиция помимо нитрата карбамида содержит влагу не более 4% и фосфорсодержащий компонент в количестве до 1% (в пересчете на ортофосфорную кислоту). В качестве фосфорсодержащего компонента используются такие соединения фосфора, как ортофосфорная кислота и ее замещенные производные, например, оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФК), нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФК), в т.ч. стехиометрически уравновешенные в композиции в виде соли, в частности в виде карбамидных солей. Также предложен способ получения композиции. Изобретение позволяет расширить арсенал химических средств для удаления карбонатных отложений, накипи, продуктов коррозии и иных продуктов. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 3 пр.

Способ бурения скважин на саморазрушающейся пене по замкнутому циркуляционному циклу, установка и композиция саморазрушающейся пены для его осуществления // 2498036

Группа изобретений относится к области бурения с использованием в качестве очистного агента газообразных текучих сред. Способ включает циркулирование системы буровой жидкости и эффективного количества пенообразующей композиции, состоящей из пенообразующего агента и стабилизирующего полимера, добавление газообразного агента в жидкость со скоростью, достаточной для образования пенного бурового раствора, и удаление вспененной буровой жидкости из скважины. Бурение осуществляют на саморазрушающейся пене, которую подают в скважину по замкнутому циркуляционному циклу посредством прокачивания через установку для циркуляции и регенерации саморазрушающейся пены путем нагнетания саморазрушающейся пены в колонну бурильных труб, направления потока саморазрушающейся пены со шламом горной породы после выноса из скважины по желобной системе в отстойник на регенерацию, выдерживания в отстойнике до саморазрушения, возвращения на стадию добавления газообразного агента для повторного вспенивания и возвращения в скважину. В качестве пенообразующей композиции используют композицию саморазрушающейся пены на основе карбамидных смол, предварительно модифицированных хлоридом аммония, сульфанола, хлоридов металлов второй группы и воды. Обеспечивает высокие показатели технических характеристик пены таких, как период полураспада и кратность пены, а также стабильность и устойчивость пены, улучшение экологической обстановки вокруг скважины, снижение себестоимости работ. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 4 ил., 9 табл.

Система и способ добычи нефти и/или газа // 2498055

Группа изобретений относится к системам и способам добычи нефти и/или газа с использованием смешивающегося их вытеснения из пласта. Обеспечивает повышение эффективности изобретений за счет существенной экономии энергии. Сущность изобретений: система для добычи нефти и/или газа содержит: механизм для выпуска в пласт, по меньшей мере, части серосодержащего соединения и механизм для переработки, по меньшей мере, части серосодержащего соединения в сероуглерод или оксисульфид углерода посредством реакционного взаимодействия, по меньшей мере, части серосодержащего соединения с углеводородом. При этом указанный механизм для переработки расположен внутри пласта. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 8 ил.