Способ приготовления твердого ингибитора для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений


 


Владельцы патента RU 2503703:

Ложкин Виктор Геннадьевич (RU)
Кривцов Сергей Владимирович (RU)
Семенцов Евгений Анатольевич (RU)

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к твердым ингибиторам для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений - АСПО, в скважинах с большим газовым фактором и обводненных, подверженных интенсивному АСПО, и в трубопроводах. Технический результат - повышение эффективности при перепаде температур, защиты металлических труб, стеклопластиковых, эмалированных и футерованных полиэтиленом; повышение продолжительности последействия и сохранение свойства по снижению вязкости пластового флюида. В способе приготовления твердого ингибитора для предотвращения АСПО путем нагревания вещества-носителя и введения в него активной основы Сэвилена - сополимера этилена с винилацетатом, используют Сэвилен с содержанием винилацетата 21-30 мас.%, в качестве вещества-носителя - битум нефтяной хрупкий или битум нефтяной строительный, или кубовые остатки производства аминов C17-C20, предварительно Сэвилен охлаждают до температуры -(10°C-190°C), выдерживают при этой температуре 10-15 мин, измельчают до порошкообразного состояния, нагревают до положительной температуры, но не выше 30°C, вводят его порциями не менее четырех с перемешиванием каждой не менее 1 мин, в нагретое до размягчения указанное вещество-носитель, при следующем соотношении компонентов, в масс.%: указанный Сэвилен 1-50, указанное вещество-носитель остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 пр., 7 табл.

 

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности, к способам приготовления твердых ингибиторов для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО), применяемых как в скважинах с большим газовым фактором и обводненных, подверженных интенсивному отложению асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ), так и в трубопроводах.

Одним из условий эффективного предотвращения АСПО является использование ингибиторов, обладающих удовлетворительными технологичными свойствами: твердое фазовое состояние, оптимальная растворимость при омывании нефтяным потоком, технологически приемлемый способ приготовления, а кроме того, компоненты ингибитора в процессе приготовления и последующего использования не должны потерять своих активных свойств.

Известен способ приготовления твердого состава - гранулированного модуля, обеспечивающего высвобождение активного вещества при омывании его скважинной жидкостью и состоящего из полимерного материала и ингибитора асфальтенов (US 2004/0043906, 04.03.2004). Указанный способ заключается в нагревании полимерного материала, в смешивании его с ингибитором и в последующем получении гранул посредством экструдирования или подводного гранулирования. В качестве полимерного материала рекомендуется использовать ряд полимеров, указанных в описание и в формуле указанной заявки США, например, выбранных из группы, состоящей из полипропилена, полиэтилена, полиэтилена высокой плотности, полипропилена высокой плотности, полиэтилентерефталатов, полиамидов (алифатических и ароматических), жидкокристаллических полимеров, жидких смол, крахмала и полигидроксиалканоатов или их смесей. Все они подпадают под понятие: «Полимер - (polymer) - высокомолекулярное вещество, образованное длинными цепями более мелких молекул, называемых мономерами (monomers). Молекулярная масса полимеров может составлять от нескольких тысяч до многих миллионов (атомных единиц массы)». (Интернет сайт: Википедия). В качестве ингибитора рекомендуется использовать, например, сополимеры.

Основной недостаток твердого состава, полученного указанным известным способом, заключается в следующем. Учитывая, что преимущественной областью использования состава, приготовленного по известному способу, является процесс гидроразрыва пласта (ГРП), то его свойства направлены именно на удержание песка и на применение в качестве пропанта, поэтому в качестве вещества-носителя используют твердые полимеры, которые фактически не растворяются в пластовом флюиде. Поэтому использование такого состава, с целью предотвращения АСПО, будет неэффективным, например, в условиях малодебитных скважин, а также скважин с низким пластовым давлением, т.к. в этих условиях имеется высокая вероятность скопления нерастворившегося вещества-носителя в контейнере (если доставка в скважину приготовленного состава будет осуществлена таким образом) и закупорки его перфорационных отверстий, что может привести к недостаточному выносу ингибитора асфальтенов, а значит - к вероятности появления отложений на скважинном оборудовании и подвесках насосно-компрессорных труб (НКТ).

Также известны способы приготовления ряда твердых составов (ингибиторов) для предотвращения АСПО, на первой стадии которых производится расплавление вещества-носителя, в частности, битума нефтяного строительного (Патекты РФ №2259470, 2132451, 2267006) или, в частности, кубового остатка производства первичных аминов C17-C20 (Патенты РФ №2131969, 2346021, 2244805, Авт. свид-во СССР №1543052), а на последующей стадии выполняется введение в расплавленное вещество-носитель активной основы в виде различных добавок.

Указанные твердые ингибиторы, полученные известными способами, неплохо работают в скважинах при различной обводненности пластового флюида, давлении и температуре.

Однако, к недостаткам этих составов можно отнести недостаточную эффективность по предотвращению АСПО как в скважинах, так и в трубопроводах при перепаде температуры на различных участках. Особенно это характерно для зимнего периода времени, а также при нарушении теплового режима скважинных и трубных нагревателей, например, вследствие сбоя станции управления, аварийной ситуации, наличия сложных для нагрева участков магистральных трубопроводов и т.п.

Кроме того, имеется ряд ограничений в диапазоне применения данных составов, выраженных в температурном ограничении их применения т.к. составы имеют достаточно низкую температуру начала размягчения вещества носителя и соответственно быстрый вынос активного вещества.

Из уровня техники также известны составы для предотвращения АСПО, содержащие в своей рецептуре в качестве активного вещества сополимер этилена с винил ацетатом (Патент РФ №2009141773, 2007103128, 2006137724, Авт. свид-во СССР №1798356). Способ приготовления известных составов-заключается в традиционном смешении компонентов.

Недостатком этих составов, полученных известным способом, является недостаточная эффективность предотвращения АСПО.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ приготовления состава для предотвращения АСПО (Авт. свид-во СССР №1369253), путем смешения компонентов: Сэвилена - сополимера этилена с винилацетатом, с содержанием звеньев винилацетата 35-38 мас.%, с оксиалкилированной алкилфеноламиноформальдегидной смолой, при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанный сополимер - 30-70; указанная смола - остальное.

Однако твердый состав, полученный предлагаемым способом, имеет ряд недостатков, а именно:

- недостаточную эффективность по предотвращению АСПО при перепаде температур;

- недостаточный защитный эффект в отношении металлических труб, стеклопластиковых, эмалированных и футерованных полиэтиленом;

- недостаточную продолжительность последействия.

Все это снижает эффективность использования состава, приготовленного известным способом, в промысловых условиях.

Техническая результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в получении твердого ингибитора, обеспечивающего высокую эффективность по предотвращению АСПО при перепаде температур; высокий защитный эффект в отношении металлических труб, стеклопластиковых, эмалированных и футерованных полиэтиленом; повышение продолжительности его последействия и одновременно сохранение свойства по снижению вязкости пластового флюида.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом приготовления твердого ингибитора для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений путем нагревания вещества-носителя и введения в него активной основы Сэвилена - сополимера этилена с винилацетатом, при этом новым является то, что используют Сэвилен с содержанием винилацетата 21-30 мас.%, а в качестве вещества-носителя - битум нефтяной хрупкий, или битум нефтяной строительный, или кубовые остатки производства аминов C17-C20, предварительно Сэвилен охлаждают до температуры от минус 10°C до минус 190°C, выдерживают при указанной температуре 10-15 мин., измельчают до порошкообразного состояния, нагревают до положительной температуры, но не выше 30°C, вводят его порциями не менее четырех с перемешиванием каждой не менее 1 минуты в нагретое до размягчения указанное вещество-носитель, при следующем соотношении компонентов, в масс.%:

указанный Сэвилен 1-50
указанное вещество-носитель остальное

После введения в вещество-носитель Сэвилена, в смесь добавляют вспениватель - азодикарбонамид в количестве до 8 мас.% к массе смеси.

Достижение указанного выше технического результата обеспечивается за счет особой последовательности приемов введения компонентов при приготовлении твердого ингибитора и режимов обработки этих компонентов, а также за счет совместного взаимодействия компонентов, входящих в получаемый твердый ингибитор.

Благодаря тому, что Сэвилен охлаждают до температуры в интервале от минус 10°C до минус 190°C, по-видимому, происходит внутримолекулярное нарастание напряжений, вследствие чего происходит частичное изменение молекулярной структуры сополимера с возникновением процесса структурного, а возможно, и частично внутреннего физико-химического модифицирования. Последующая выдержка Сэвилена при указанной низкой температуре в течение 10-15 мин., по-видимому, способствует закреплению этого процесса, в результате чего твердый ингибитор, приготовленный с использованием этих режимов, будет обеспечивать высокую эффективность по предотвращению АСПО при перепаде температур, т.к. при изменении надмолекулярной структуры сополимера при указанной минусовой температуре, возможно, произошло образование совокупности различных молекулярных структур, каждая из которых будет обеспечивать высокую эффективность по предотвращению АСПО при «своей» температуре.

Этими же изменениями, на наш взгляд, и объясняется эффект повышения продолжительности последействия приготовленного твердого ингибитора, по видимому, за счет увеличения адсорбционных свойств в различных трубах. Сэвилен сам по себе обладает хорошими адгезионными свойствами, но неожиданно было установлено, что при охлаждении он обеспечивает усиление этих свойств, причем универсально для различных типов труб.

Внутренняя поверхность трубопроводов, футерованная полиэтиленом, или эмалью, или стеклопластиком характеризуется, преимущественно, гидрофобными свойствами. АСПО, отлагающиеся на стенках труб, имеют органическую природу, т.е. вероятность их отложения на поверхности указанных выше труб достаточно велика. Причем центры их кристаллизации инициируют дополнительные отложения. Механизм влияния приготовленного предлагаемым способом твердого ингибитора заключается в предупреждении таких отложений. Это, на наш взгляд, обеспечивается за счет образования при растворении ингибитора сложных комплексных соединений, блокирующих доступ асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ) к поверхности трубопроводов. Битум нефтяной хрупкий, битум нефтяной строительный и кубовые остатки производства аминов C17-C20, по зидимому, являются не только веществом-носителем, обеспечивающим за счет его ограниченного растворения в пластовых флюидах высвобождение определенным образом обработанной активной основы, но и участвуют совместно с ним в образовании разветвленных структур, препятствующих образованию центров кристаллизации АСПВ.

Благодаря тому, что Сэвилен после охлаждения и выдержки при заявляемой низкой температуре подвергают измельчению до порошкообразного состояния, обеспечивается длительное равномерное поступление этого активного вещества из приготовленного твердого ингибитора в пластовую жидкость, т.к. по-видимому, именно так подготовленная активная основа будет иметь оптимальное «сцепление» с веществом-носителем, а также с защищаемой поверхностью труб, что увеличивает последействие.

Нагрев вещества-носителя до состояния размягчения необходим для равномерного последующего его смешения с Сэвиленом. В преимущественном варианте предпочтительно вводить Сэвилен в вещество-носитель небольшими порциями (не менее четырех), производя перемешивание каждой порции не менее 1 минуты. Это, на наш взгляд, обеспечит не только механическое смешивание компонентов, но и обеспечит создание физико-химических связей между молекулами, благодаря которым будет увеличено время выноса оптимального количества активной основы.

Нагрев до плюсовой температуры, но не выше +30°C, порошкообразной активной основы необходим во-первых, для цели хорошего смешения с веществом-носителем и исключения его затвердевания, а во-вторых - для упорядочивания молекул Сэвилена и снятия напряжений в них, что позволит обеспечить равномерность приобретенных при минусовой температуре свойств во всей массе твердого ингибитора. Нагрев выше +30°C выполнять нецелесообразно, т.к. в этом случае будет происходить слипание частиц порошкообразного Сэвилена и невозможность последующего равномерного распределения его частиц в объеме вещества носителя, а кроме того, в результате этого будет происходить некоторое снижение защитных свойств ингибитора (таблица 4 опыт 10).

Экспериментальные данные показали, что все вышеуказанные свойства приготовленного по предлагаемому способу твердого ингибитора могут быть обеспечены только при использовании в качестве активной основы Сэвилена с содержанием винилацетата 21-30 мас.%.

Из известного уровня техники известно, что ранее для приготовления твердых ингибиторов АСПО использовали два вещества носителя: кубовые остатки производства аминов C17-C20 и битум нефтяной строительный. Эти вещества-носители обеспечивают ограниченное дозирование и нестабильное растворение в добываемых пластовых флюидах (нефти и воде), в результате чего происходит высвобождение (самодозировка) активной основы.

Таким образом, только благодаря особому порядку ввода компонентов при заявленном их соотношении, а также благодаря применяемым режимам, обеспечивается получение твердого ингибитора АСПО с требуемыми свойствами.

Указанный твердый ингибитор для предотвращения АСПО, приготовленный по предлагаемому способу, после перемешивания компонентов и охлаждения смеси, в последующем формуется в виде цилиндров, шариков, гранул или образований любой другой формы. Далее твердый ингибитор помещается в контейнер, представляющий собой систему перфорированных труб различного диаметра. Затем полученный трубчатый контейнер с помещенным в него ингибитором опускается или в зону перфорации добывающей скважины, или - под насос, или размещается в магистральных трубопроводах.

Пластовые флюиды, проходя через отверстия на боковых стенках и на торце контейнера, омывают ингибитор. За счет постепенного растворения достигается его постоянная, необходимая, эффективная и достаточная концентрация в добываемых флюидах.

Добавление в ингибитор вспенивателя - азодикарбонамида обеспечивает пористую структуру ингибитора, а значит, может увеличить площадь омыва, и при одинаковом расходе материалов максимально заполняет внутреннее пространство секций контейнера.

Для получения твердого ингибитора по заявляемому способу в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

- кубовые остатки производства аминов C17-C20 по ТУ 6-02-750-87, отход производства, получаемый при вакуумной дистилляции технической смеси алифатических аминов C17-C20, суммарная массовая доля первичных и вторичных аминов в кубовом остатке составляет не менее 56%, в т.ч. первичных - не менее 22%, содержание углеводородов не более 10%; твердая воскообразная масса коричневого цвета с резким неприятным запахом, ограниченно растворима в воде, хорошо растворяется в спирте, хлороформе, температура плавления 63-78°C;

- битум нефтяной хрупкий по ГОСТ 21822-87, получают путем окисления тяжелых остатков атмосферно-вакуумной перегонки высокосмолистых малопарафинистых нефтей и применяют в лакокрасочной, шинной, электротехнической и других отраслях промышленности;

- битум нефтяной строительный по ГОСТ 6617-76 получают окислением остаточных продуктов прямой перегонки нефти и их смесей с асфальтами и экстрактами масляного производства или компаундированием окисленных и неокисленных вышеуказанных продуктов;

- Сэвилен - ТУ 6-05-1636-97, сополимер этилена с винилацетатом - представляет собой высокомолекулярное соединение, относящееся к полиолефинам, выпускается в виде гранул 2-5 мм. Свойства Сэвилена зависят, главным образом, от содержания винилацетата (5-30 вес.%). С повышением содержания винилацетата уменьшаются твердость, теплостойкость, кристалличность (разрушающее напряжение при растяжении), в то время как плотность, эластичность, прозрачность и адгезия увеличиваются; выпускаются различные марки Сэвилена, например, марки 11808-340 и 12508-150 содержат 26-30% массовой доли винилацетата; марка 11507-070 содержит 21-24% массовой доли винилацетата; марка 11908-125 содержит 24-26% массовой доли винилацетата и т.д.;

- вспениватель - азодикарбонамид H2NC(O)N=NC(O)NH2, желто-оранжевое кристаллическое вещество без запаха. Нерастворим в большинстве органических растворителей, но растворяется в N,N-диметилформамиде и диметилсульфоксиде. Растворимость в воде при 20°C незначительна, менее 50 мг/л. В горячей воде растворимость несколько выше. Обладает очень низким давлением паров - 2.53*10-11 кПа при 20°C. Термически не стабилен. При нагревании распадается с выделением молекулярного азота и небольшого количества аммиака. Импортный, CAS №: 123-77-3, торговая марка «Порофор»: газовое число более 220 мл/г; температура разложения более 200°C; содержание основного вещества не менее 99%; зольность, менее 0,1%; потери при нагревании, не более 0,15%; мелкозернистость (сквозь сито 38 мкм), не более 0,1%. Порофор (Азодикарбонамид) является эффективным вспенивающим агентом и применяется в качестве вспенивателя (порообразователя) при переработке полимеров, экструзии и ротационном формовании,

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующими примерами.

Пример 1. Для получения твердого ингибитора, предлагаемым способом брали 40 г Сэвилена марки 11808-340 (содержание винилацетата 26-30 мас.%), помещали в кювету и с помощью сжиженного азота охлаждали до температуры минус 120°C. Выдерживали при этой температуре 10 минут.Измельчали указанный Сэвилен до порошкообразного состояния (например, до дисперсности 60-80 мкм). Нагревали его до +20°C (примерно до комнатной температуры) и вводили порционно в четыре приема, перемешивая каждую порцию 1-2 минуты, в 60 г битума нефтяного хрупкого марки Г, нагретого до температуры размягчения +140°C, и доводили до однородной вязкой массы. Затем, после охлаждения до окружающей температуры, получили твердый ингибитор следующего состава, мас.%: Сэвилен с содержанием винилацетата 26-30 мас.% - 40; битум нефтяной хрупкий - 60.

Пример 2. Для получения твердого ингибитора, предлагаемым способом брали 20 г Сэвилена марки 11507-070 (содержание винилацетата 21-24 мас.%), помещали в кювету и с помощью сжиженного азота охлаждали до температуры минус 150°C. Выдерживали при этой температуре 15 минут. Далее измельчали указанный Сэвилен до порошкообразного состояния (например, до дисперсности 70-90 мкм). Нагревали его до +25°C и вводили в 80 г кубовых остатков производства аминов C17-C20, предварительно нагретых до температуры размягчения +70°C, и доводили до однородной вязкой массы. Затем, после охлаждения до окружающей температуры, получили твердый ингибитор следующего состава, мас.%: Сэвилен с содержанием винилацетата 21-24 мас.% - 20; кубовые остатки производства аминов C17-C20 - 80.

Аналогичным способом готовили другие составы ингибитора с различным соотношением компонентов.

Возможно введение при перемешивании в образовавшуюся смесь Сэвилена и вещества-носителя (до ее загустевания) вспенивателя - азодикарбонамида в количестве до 8 мас.% к массе смеси.

Затем, полученный заявляемым способом ингибитор формируют в виде шариков или цилиндров, которые при промысловом использовании закладывают в перфорированные контейнеры, устанавливаемые в скважине или в трубопроводе.

В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства твердого ингибитора, приготовленного заявляемым способом: защитный эффект приготовленного ингибитора по предотвращению АСПО; защитные свойства по отношению к металлу, полиэтилену, стекловолокну, эмали; эффект последействия; защитный эффект при перепаде температур.

При проведении испытаний использовали следующие нефти и АСПО (таблица 1).

Защитный эффект твердого ингибитора по предотвращению АСПО, приготовленного по предлагаемому способу, устанавливали по общепринятой «Методике оценки эффективности ингибиторов парафиновых отложений комплексного и многофазного действия на отмыв пленки нефти, диспергирования и отмыв парафиновых отложений пластовой водой». НПО «Союзнефтепромхим» - г. Казань, 1987 г. Согласно этой методике оценку эффективности приготовленного заявляемым способом твердого ингибитора по предотвращению АСПО, проводили по следующим показателям: по отмыву пленки нефти этим ингибитором; по дисперсии частиц АСПО в среде ингибитора; по характеристике свойств дисперсий (налипание, замазывание, общий отмыв АСПО с поверхности).

Данные о компонентном составе исследованного твердого ингибитора, приготовленного предлагаемым и известным способами, приведены в таблице 2.

Данные по эффективности предотвращения АСПО твердыми ингибиторами, приготовленными известным и предлагаемым способами, приведены в таблице 3.

Из данных, приведенных в таблице 3, следует, что твердый ингибитор, приготовленный заявляемым способом, по эффективности предотвращения АСПО превышает прототип (опыт 13), а также твердый ингибитор, приготовленный без режима охлаждения (опыт 11).

Также в процессе лабораторных испытаний проверяли эффективность ингибирования АСПО предлагаемым ингибитором и прототипом на вышеуказанных нефтях методом "холодного стержня".

Сущность метода состоит в следующем: в два стакана наливают по 400 см3 асфальтосмолистопарафиносодержащей нефти и подогревают до 70°C. После расплавления содержащихся в нефти парафинов в один из стаканов добавляют в сетчатой коробочке испытуемый ингибитор определенной рецептуры. Содержимое стаканов тщательно перемешивают, выдерживают 2 часа для растворения активной основы, и после снижения в них температуры до 65°C в стаканы опускают предварительно взвешенный холодный стержень. Затем через указанный стержень в течение 30 мин пропускают воду с температурой +10°C. После этого стержни извлекают из стаканов и через 10-15 мин взвешивают. По привесу стержней находят массу отложившихся на них АСПО.

Эффективность ингибиторов рассчитывают по формуле

где, а0 - масса отложений на стержне, погруженном в исходную нефть, г;

a - масса отложений на стержне, погруженном в исходную нефть с испытуемым ингибитором.

Данные, полученные в ходе указанных испытаний, приведены в таблице 4.

Данные, приведенные в таблице 4, показывают, что твердый ингибитор, приготовленный предлагаемым способом, характеризуется более высоким защитным эффектом (опыты 1, 4, 5). А ингибитор, приготовленный с Сэвиленом, имеющим содержание винилацетата 15-20% (опыт 14) (т.е. меньше заявленного), а также ингибитор без требуемого времени выдержки при низкой температуре (опыты 8, 9), и ингибитор, при приготовлении которого осуществляли нагрев Сэвилена после охлаждения выше +30°C (опыт 10), имеют защитный эффект на уровне прототипа (опыт 13).

Кроме того, по этой же методике устанавливали защитный эффект ингибитора, приготовленного различными способами, в отношении труб, футерованных полиэтиленом, стеклопластиковых труб и покрытых эмалью. Данные приведены в таблице 5.

Данные, приведенные в таблице 5, показывают, что твердые ингибиторы, приготовленные предлагаемым способом (опыты 5, 6) характеризуются высокими ингибирующими свойствами в отношении всех исследуемых видов труб, в то время как прототип (опыт 13) имеет защитные свойства по предотвращению АСПО на 15-18% ниже.

Кроме того, в процессе лабораторных исследований устанавливали, влияют ли перепады температуры на защитный эффект ингибиторов от отложений АСПВ. Для этого, дважды меняли температуру холодного стержня, а именно: +20°C - +5°C - +10°C, и определяли защитный эффект при этих перепадах температур. Данные приведены в таблице 6.

Данные, приведенные в таблице 6, показывают, что ингибитор, приготовленный по предлагаемому способу (опыты 3,4,7) практически не изменяет своих высоких защитных свойств по предотвращению АСПО при перепаде температур, поэтому обеспечит эффективную защиту трубопроводов на всех участках: как обогреваемых, так и необогреваемых, что позволит увеличить межочистной период работы скважин, трубопроводов.

Эффект последействия - важная технологическая характеристика ингибиторов для нефтегазодобычи, показывающая как долго сохраняется защита после прекращения подачи ингибитора в систему. Эффект последействия определялся по времени, в течение которого защита сохраняется на достаточно приемлемом уровне.

Для этих испытаний в нефть вносили в сетчатом контейнере приготовленный твердый ингибитор и выдерживали 2 суток при температуре +60°C. После этого образцы из стали (пластинки) помещали в эту нефть и выдерживали в ней 2 суток. Затем этот образец с адсорбированным на его поверхности ингибитором доставали из нефти и помещали в фоновый раствор нефти (т.е. без ингибитора) и визуально отслеживали наличие парафина его поверхности через определенные промежутки времени. Данные приведены в таблице 7.

Данные, приведенные в таблице 7, показывают, что эффект последействия у ингибитора, приготовленного предлагаемым способом (опыты 2, 5, 6), примерно в 1,5 раза больше, чем у ингибиторов, приготовленных иными способами. Это свойство позволит в промысловых условиях увеличить межремонтный период и увеличить ингибирующее действие состава по времени.

Кроме того, наличие этого свойства у ингибитора, приготовленного предлагаемым способом, было доказано опытом на скважине Колотовского месторождения ОАО «Саратовнефтегаз». По производственной необходимости из указанной скважины был извлечен контейнер, заполненный твердым ингибитором (состав №5 табл.2), который простоял там 180 суток. И скважину вновь запустили в эксплуатацию. Она работала еще три недели уже без контейнера. И в процессе последующего ремонта этой скважины, были установлены незначительные отложения АСПВ, что тоже доказывает факт последействия ингибитора (работает за счет его адсорбции на стенках НКТ), приготовленного по заявляемому способу.

Экспериментальным путем было установлено, что твердый ингибитор, приготовленный предлагаемым способом, наряду с вышеуказанными свойствами, обеспечивает сохранение свойства по снижению вязкости нефти, присущее Сэвилену.

Таким образом, по результатам лабораторных исследований следует, что твердый ингибитор, приготовленный предлагаемым способом, будет обладать следующими преимуществами перед известными твердыми ингибиторами:

- обеспечивает высокий защитный эффект (практически стабильный) даже при перепаде температур;

- обеспечивает высокий защитный эффект по предотвращению отложений АСПВ в отношении металлических труб, стеклопластиковых, эмалированных и футерованных полиэтиленом;

- обеспечивает достаточную продолжительность его последействия и одновременно сохраняет свойства по снижению вязкости пластового флюида.

Таким образом твердый ингибитор, приготовленный предлагаемым способом, должен обеспечивать равномерный вынос активного вещества в течение не менее 180 суток при эксплуатации в скважине с производительностью 10-100 куб.м/сут, с обводненностью продукции от 5 до 90%, температурой добываемого флюида 20-100 градусов и давлении до 25 МПа.

Таблица 1
Состав нефти и АСПО, использованные при проведении испытаний
№ п/п Месторождение Плотность Содержание в нефти Содержание в АСПО
(залежь) нефти, кг/см3 Асфальтенов, % Смол % Парафинов, % Асфальтенов, % Смол % Парафинов, %
1. Гожанское (верейская) 862 2,45 10,0 6,36 7,72 11,96 28,38
2. Константановское (башкирская) 812 0,32 4,26 5,64 2,37 8,44 20,68
Таблица 2
№№ опыта Компоненты твердого ингибитора, масс.%
(приготовленного предлагаемым способом)
Количество Сэвилена/температура охлаждения, °C/время выдержки охлажденным, мин КОПА Битум Вспениватель азодикарбонамид к массе смеси Сэвилена и вещества-носителя, масс.%
1 5/-120°C/10 95 - -
2 2/-100°C/15 - 98 -
3 25/-30°C/12 75 - 3
4 20/-170°C/10 - 80 -
5 50/-190°C/12 50 - -
6 45/-75°C/15 - 55 8
7 40/-10°C/10 60 - -
8 40/-50°C/5 - 60 -
9 40/-50°C/20 60 - -
10 45/-75°C/15 - 55 7
11 30/-170°C/10 - 70 -
12 20 (без охлаждения) - 80 -
13 50 (без охлаждения) 50 - 5
14 прототип 50 Октофор N (ТУ 38.101589) - 50 -
15 40/-40°C/10 60 - -
Примечание:
1. В опытах 3, 5 и 9 использовали Сэвилен марки 11507-070 с содержанием винилацетата 21-24%; в опытах 1,2, 4, 6-8, 10-14 - Сэвилен марки 11808-340 с содержанием винилацетата 26-30%; в опыте 15 - Сэвилен марки 12306-020 с содержанием винилацетата 15-20%.
2. КОПА - кубовые остатки производства аминов C17-C20.
3. В опытах 2, 6 и 11 использовали битум нефтяной хрупкий марки Г; в опытах 4, 8, 10, 12 - битум нефтяной строительный марки БН 70/30.
4. В опытах 1-3 вводили в вещество-носитель Сэвилен, нагретый до температуры +30°C; в опытах 4-9, 11 - нагретый до температуры +20°C; в опыте 10 - до температуры +40°C.
5. Октофор N - смола алкилфеноламинная, представляет собой продукт поликонденсации алкилфенолов с уротропином; выпускается ООО «Стройиндустрия Плюс» (г. Самара).
6. В опытах 1-5 дисперсность порошка составляла 60-80 мкм; в опытах 6-10 - 30-60 мкм; в остальных опытах - 70-90 мкм.
Таблица 3
№ опыта из таблицы 2 Эффективность предотвращения АСПО
Отмыв пленки нефти, сек/% Дисперсия частиц АСПО, мм/% Налипание, % Замазывание, % Общий отмыв колбы от АСПО, %
Нефть Гожанское месторождение, верейская залежь.
1 100/180 удовл. 0,1-5 удовл. 5 отл. 5 отл. 90 хор.
2 70/60 хор. >5 неуд. 0 отл. До 5 отл. 95 хор.
3 60/180 неуд 0,1-5 удовл. 0 отл 2 отл. 98 хор.
4 70/60 хор. >5 неуд. 10 хор. 5 отл. 85 хор.
5 70/60 хор. >5 неуд. 5 отл. 5 отл. 90 хор.
6 70/180 удовл 0,1-5 удовл. 0 отл 5 отл. 95 хор.
11 60/120 удовл. 0,1-5 удовл. 5 отл 3 отл. 98 хор.
13 30/180 >5 неуд. 20 удовл. 20 хор. 60 удовл.
15 30/180 >5 15 10 75
Нефть Константиновское, Бш
1 70/60 хор. 0,1-5 удовл. 4 отл. 5 отл. 91 хор.
2 90/180 удовл. 0,1-5 удовл. 5 отл. 5 отл. 90 хор.
3 70/60 хор. 0,1-5 удовл. 10 хор. 5 отл. 85 хор.
4 70/60 хор. >5 неуд. 5 отл. 2 отл. 93 хор.
5 70/180 удовл. >5 неуд. 2 отл. 10 хор. 88 хор.
7 70/180 удовл. 0,1-5 удовл. 0 отл. 3 отл. 97 хор.
12 40/180 неуд >5 неуд. 20 удовл. 20 хор. 60 удовл.
14 50/180 >5 15 10 75
Таблица 4
№ опыта из таблицы 2 1 4 5 8 9 10 15 14
Защитный эффект, % 80 83 90 69 71 70 65 70
Таблица 5
№№ опыта из таблицы 2 Эффективность предотвращения АСПО на различных поверхностях, %
Футеровка полиэтиленом Стеклопластик Эмаль
5 82 85 80
6 81 86 79
14 69 71 70
Таблица 6
№ опыта из таблицы 2 3 4 7 14
Защитный эффект % при перепаде температур +20/+5/+10°C 83/ 80/82 90/88/89 85/83/87 71/60/69
Таблица 7
№ опыта из таблицы 2 2 5 6 12 14
Характеристика последействия: Время визуального осмотра, сутки/наличие или отсутствие отложений, через это время 1 сут./отсутст. 1 сут/отсутст. 1 сут./отсутст. 1 сут/отсутст. 1 сут/отсутст.
2 сут./отсутст. 2 сут/отсутст. 2 сут /отсутст. 2 сут/отсутст. 2 сут/отсутст.
7 сут./отсутст. 7 сут/отсутст. 7 сут /отсутст. 7 сут /пленка. 7 сут/пленка.
10 сут./отсутст. 10 сут/отсутст. 10 сут/ отсутст. 10 сут/отложения 10 сут/отложения

1. Способ приготовления твердого ингибитора для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений путем нагревания вещества-носителя и введения в него активной основы Сэвилена - сополимера этилена с винилацетатом, отличающийся тем, что используют Сэвилен с содержанием винилацетата 21-30 мас.%, а в качестве вещества-носителя - битум нефтяной хрупкий или битум нефтяной строительный, или кубовые остатки производства аминов C17-C20, предварительно Сэвилен охлаждают до температуры от минус 10°C до минус 190°C, выдерживают при указанной температуре 10-15 мин, измельчают до порошкообразного состояния, нагревают до положительной температуры, но не выше 30°C, вводят его порциями не менее четырех с перемешиванием каждой не менее 1 мин в нагретое до размягчения указанное вещество-носитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:

указанный Сэвилен 1-50
указанное вещество-носитель остальное

2. Способ приготовления твердого ингибитора по п.1, отличающийся тем, что после введения в вещество-носитель Сэвилена в смесь добавляют вспениватель - азодикарбонамид в количестве до 8 мас.% к массе смеси.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - получение реагента со значительно более высокой гелеобразующей способностью в сочетании с меньшей вязкостью, устойчивость фазового состояния реагента.
Изобретение относится к области защиты окружающей среды в железорудной, угольной, строительной, энергетической отраслях промышленности, а также при строительстве и эксплуатации автомобильных дорог, может быть использовано для закрепления эрозионно опасных пылящих поверхностей полиминерального состава в хвостохранилищах, золоотвалах, на отвалах горных пород, а также на радиоактивно загрязненных территориях и обочинах автомобильных дорог.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи.
Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата. Технический результат - обеспечение эффективного удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, в продукции которых содержится высокоминерализованная пластовая вода за счет высокой степени пенообразования.
Изобретение относится к композициям и способам, которые можно использовать для повышения нефтеотдачи. Предложена композиция, включающая сшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм и содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов, причем расширяемые полимерные микрочастицы имеют структуру блоксополимера, включающего по меньшей мере два различных мономера различного химического строения.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам на углеводородной основе, предназначенным для проходки интервалов неустойчивых, глинистых пород, интервалов многолетних мерзлотных пород, продуктивных пластов и бурения горизонтальных участков скважин.
Изобретение относится к технологиям бурения скважин в нефте- и газодобывающей промышленности, в геологоразведке полезных ископаемых. Технический результат - регулирование реологических характеристик и фильтруемости бурового раствора с учетом характеристик разбуриваемых пород.
Изобретение относится к сополимеру на основе содержащего сульфокислоту соединения. Сополимер включает в качестве мономерных компонентов a) по меньшей мере одно соединение, содержащее сульфокислотную группу, b) по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, включающей N-винил-капролактам, N,N-диметилакриламид, N,N-диэтилакриламид, изопропилакриламид, N-винилпирролидон, N-винилацетамид, N-винилформамид, N-метил-N-винилацетамид, N-алкилакрилат и N-алкилметакрилат, и c) минимум один по меньшей мере бифункциональный виниловый эфир, выбранный из ряда: дивиниловый эфир триэтиленгликоля, дивиниловый эфир диэтиленгликоля или дивиниловый эфир бутандиола.

Изобретение относится к буровой трубе, способу ее сооружения, покрытию для нанесения на буровую трубу и способу сооружения защищенной таким покрытием буровой трубы.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.
Изобретения относятся к базовым жидкостям, применяемым в системах скважинных флюидов. Технический результат - получение нетоксичных, безопасных для окружающей среды и биоразлагаемых базовых жидкостей. Композиция жидкости для разрыва пласта включает базовую жидкость, состоящую из смеси парафинов, олефинов, оксигенатов и необязательно терпена или смеси терпенов, причем базовая жидкость имеет вязкость от 1,6 до 3,3 сСт при 40°C температуру воспламенения более чем 60°C и температуру застывания менее чем -6°C; композиция дополнительно включает комплекс добавок к жидкости для разрыва пласта. Заявлены также способ разрыва подземного пласта с использованием указанной композиции и способ ее приготовления. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 пр.

Изобретение относится к тампонажным составам для цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Технический результат - повышение изолирующей способности тампонажного раствора на основе расширяющегося тампонажного состава за счет его расширения при твердении в камень и одновременного снижения контракции. Расширяющийся тампонажный состав включает тампонажный цемент, тонкодисперсную неорганическую добавку, гидроксиэтилцеллюлозу, хлористый натрий или хлористый калий и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч: тампонажный цемент 75,0-85,0, тонкодисперсная неорганическая добавка 15,0-25,0, гидроксиэтил-целлюлоза 0,3-0,6, указанная солевая добавка 5,0-10,0, вода 45,0-55,0. В качестве тонкодисперсной неорганической добавки расширяющийся тампонажный состав содержит мел природный технический дисперсный, или кварц молотый пылевидный, или заполнитель кремнеземистый тонкомолотый. В качестве гидроксиэтилцеллюлозы расширяющийся тампонажный состав содержит неионогенные марки типа Натросол 250 GXR, или Натросол 250 MX, или Натросол 250 EXR. 2 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам на основе портландцемента, и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в скважинах различного назначения. Технический результат - повышение качества крепления скважин в межколонном пространстве и в интервалах залегания плотных, непроницаемых горных пород в условиях низких и нормальных температур при отсутствии доступа воды к твердеющему цементному камню. Тампонажный материал включает портландцемент тампонажный и расширяющую добавку в количестве 17,6-28,0% от массы порошка портландцемента. Расширяющая добавка содержит, масс.ч.: порошок магнезитовый каустический 33-50, высокоглиноземистый шлак 29-39, гипс двуводный 21-28. Размер частиц добавки характеризуется остатком на сите 0,08 мм в количестве 10-12%. В способе получения тампонажного раствора на основе указанного тампонажного материала, включающем раздельное приготовление тампонажного раствора из портландцемента и воды и водного раствора указанной расширяющей добавки с последующим их смешиванием, при приготовлении базового тампонажного раствора в воду предварительно вводят хлорид натрия в количестве 4% от массы портландцемента, а время перемешивания водного раствора расширяющей добавки составляет не менее 25 минут и не более 2/3 времени его загустевания. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ограничения притока воды в скважину путем герметизации обсадных колонн, ликвидации заколонных перетоков, изоляции обводнившихся пропластков с применением полимерных материалов, отверждающихся в пластовых условиях. Технический результат - повышение эффективности и качества проведения ремонтно-изоляционных работ за счет регулирования сроков отверждения полимерной композиции при одновременном снижении влияния экзотермического эффекта при отверждении и возможность применения отвердителя при пониженных температурах. Полимерная композиция для изоляции водопритока в нефтяные и газовые скважины, включающая в свой состав раствор суммарных сланцевых алкилрезорцинов в одно- и/или двухатомных спиртах, и отвердитель, содержащий формалин, параформальдегид, многоатомные спирты и катализатор реакции конденсации алкилрезорцинов с формальдегидом, при этом отвердитель в качестве многоатомных спиртов содержит водорастворимые продукты гидролиза крахмала - крахмалопродукты. а в качестве катализатора реакции конденсации алкилрезорцинов с формальдегидом - органическую кислоту с отрицательным логарифмом константы диссоциации рКа - 1-4 в количестве от 1 до 10% к весу суммарных сланцевых алкилрезорцинов при следующем соотношении реагентов, мас.%: параформальдегид - 0,1-10; крахмалопродукт - 20-30; указанная органическая кислота - 0,5-7; формалин - остальное, при объемном соотношении отвердителя к раствору суммарных сланцевых алкилрезорцинов в одно- и/или двухатомных спиртах 1:2, соответственно. 1 табл., 6 пр.
Изобретение относится к составам для предотвращения гидратных и солевых отложений и коррозии в скважинах и газопроводах при добыче и транспорте природных и попутных газов, и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти. Состав для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии, включающий поверхностно-активное вещество, спирт и минерализованную воду, дополнительно содержит полимер: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пиролидона, полиакриламид, гипан, полипропиленгликоль, полиоксипропиленполиол, диметиламиноэтилметакрилат, простой эфир марки Лапрол, гидрокси-этилцеллюлоза; ингибитор солеотложений: замещенная аминополикарбоновая или фосфоновая кислота, двунатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и натриевая соль аминометиленфосфоновой кислоты, гексаметафосфат или триполифосфат натрия, хлорид или нитрат аммония; спирт в виде смеси формалина или уротропина, или карбамидоформальдегидного концентрата - КФК: одноатомный спирт C1-C4, кубовые остатки производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза, эфироальдегидная фракция - побочный продукт при ректификации этилового спирта; двухатомный спирт C1-C3, низкомолекулярный полиэтиленгликоль и полигликоль марки Гликойл-1; многоатомный спирт: глицерин или продукт его содержащий - полиглицерин, в объемном соотношении от 1:4-1, при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАВ или смесь ПАВ 0,1-3,0, указанный полимер 0,02-3,0, указанный ингибитор солеотложений 0,1-3,0, указанная смесь 5,0-30,0, минерализованная вода остальное. Технический результат - повышение ингибирующей способности. 15 пр., 1 табл.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ в скважинах в условиях больших поглощений. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зоны поглощения в скважине за счет более интенсивного перемешивания двух потоков компонентов водоизоляционной композиции и упрощение технологии применения способа за счет использования поверхностно-активного вещества с гораздо более низкой температурой замерзания. Способ изоляции зоны поглощения в скважине включает закачку в колонны труб скважины одновременно-раздельно двух потоков компонентов водоизоляционной композиции. В первом потоке закачивают смесь 93,455-95,470 об.% глинистого бурового раствора, 4,5-6,5 об.% этилацетата и 0,030-0,045 об.% неонола марки АФ 9-6. Во втором потоке, равном по объему первому, закачивают 100 об.% высокомодульного жидкого стекла марки СИЛИНОМ ВН-М. При этом перед закачкой в скважину спускают две колонны труб, каждую из которых в нижней части оборудуют клапаном, автоматически открывающимся при давлении, в 1,6-2,2 раза превышающим давление приемистости скважины. 1 пр.

Изобретение относится к способам ингибирования образования гидратов углеводородов в прискважинной зоне или в участках трубопровода при добыче и транспорте природных и попутных газов и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти. В способе ингибирования образования гидратов углеводородов, включающем закачку в прискважинную зону или в участок трубопровода водной композиции полимера, указанная композиция содержит водный раствор полимера из группы, включающей: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пирролидона, диметиламиноэтилметакрилат, гидроксиэтилцеллюлозу, поливинилпирролидон, поливинилкарбоксилат, полиакрилат, поливинилкапролактам, акриламидометилпропансульфонат полиакриламид, гипан, полиоксипро в масле полимера из группы, включающей: полиакриламид, карбоксиметилцеллюлозу, эфир оксиэтилцеллюлозы, полиметакрилат, поливинилацетат или поливиниловый спирт или их сополимеры, и дополнительно - карбамидоформальдегидный концентрат КФК и гидрофобизирующую добавку при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанные водный раствор или эмульсия 0,05-5,0, КФК 0,1-5,0, гидрофобизирующая добавка 0,1-5,0, вода - остальное, а перед закачкой указанной композиции дополнительно закачивают оторочку КФК в количестве 0,1-5,0 мас.% от массы указанной композиции и осуществляют выдержку не менее 3-5 часов. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - повышение ингибирующей способности. 1 з.п. ф-лы, 19 пр., 2 табл., 1 ил.

Изобретение относится к вариантам способа приготовления неионогенного сополимера, который может быть использован в качестве диспергатора в цементирующих композициях. Процесс проводят в непрерывном режиме в аппарате полимеризации, содержащем реактор полимеризации, объединенный с устройством измерения. Способ заключается в том, что в реактор полимеризации вводят полиэфирный макромономер с низкой реакционной способностью, воду. Затем добавляют порцию гидролизующегося мономера с более высокой реакционной способностью и формируют водную полимеризационную среду. По крайней мере, порцию гидролизующегося мономера вводят вначале в устройство измерения, а потом в реактор полимеризации. Далее проводят свободнорадикальную полимеризацию в водной среде. Перед и/или во время добавления гидролизующегося мономера в реактор полимеризации вводят инициатор свободнорадикальной полимеризации. Во время полимеризации скорость добавления гидролизующегося мономера и/или инициатора изменяют пошагово или непрерывно. При этом в реактор полимеризации не вводят никакой мономер для включения ионных цементных связывающих участков в неионогенный сополимер. В качестве гидролизующего мономера используют, по крайней мере, один этиленовый ненасыщенный гидролизующийся мономер А. В качестве полиэфирного макромономера используют, по крайней мере, один этиленовый ненасыщенный мономер полиоксиалкиленового эфира В и/или С. Компонент В и/или С может быть добавлен в реактор заранее, и компонент А добавляют к нему со скоростью, которая изменяется, по крайней мере, один раз. Изобретение позволяет получить неионогенный сополимер, способный продлить удобоукладываемость цементирующей смеси на протяжении длительного периода времени, что позволит минимизировать потребность в подгонке осадки во время изготовления и на строительной площадке, а также уменьшить повторное дозирование пластифицирующих добавок в цементную смесь. 4 н. и 22 з.п. ф-лы, 10 ил., 9 табл., 36 пр.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - способность бурового раствора независимо от температуры обратимо изменять тип эмульсии под действием механизма инверсии фаз, обеспечение возможности контроля типа эмульсии в зависимости от технологической необходимости в условиях бурения, вследствие чего буровой раствор приобретает оптимальные свойства, возможность бурения скважин с зенитными углами как менее 70°, так и более в терригенной и карбонатной частях пласта. Способ приготовления реверсивно-инвертируемого бурового раствора методом инверсии фаз включает приготовление бурового раствора с последующим реверсивным инвертированием его под воздействием внешних факторов методом инверсии фаз, причем первоначально готовят инвертно-эмульсионный буровой раствор ИЭР, представляющий собой обратную эмульсию типа «вода в масле» В/М. Под воздействием внешних факторов проводят инверсию фаз и переводят его в буровой раствор, представляющий собой прямую эмульсию типа «масло в воде» М/В, с последующим проведением реверсивной инверсии фаз, приводящей к получению реверсивно-инвертного бурового раствора РИБР, представляющего собой обратную эмульсию типа «вода в масле» В/М. В качестве внешнего фактора для получения методом инверсии фаз из ИЭР раствора, представляющего собой прямую эмульсию типа М/В, используют инвертор 1-го типа со значением гидрофильно-липофильного баланса 11-13 и содержащий следующие компоненты, в мас.%: неонол АФ9-4 5,0-20,0; неонол АФ9-12 9,0-30,0; оксиэтилцеллюлоза Реоцел В 0,1-2,0; вода пресная или минерализованная остальное, при следующем соотношении, в мас.%: инвертор 1-го типа 1-10; ИЭР остальное до 100. Для проведения реверсивной инверсии фаз полученного бурового раствора, представляющего собой прямую эмульсию типа «масло в воде» М/В, в РИБР в качестве внешнего фактора используют инвертор 2-го типа со значением гидрофильно-липофильного баланса до 10 и содержащий следующие компоненты, в мас.%: неионогенное поверхностно-активное вещество неонол АФ9-4 или Oxetal ID104, или Mulsifan RT 2 ,0-50,0; олеиновая кислота 0,1-10,0; органобентонит 0,1-25,0; углеводородная фаза остальное, при следующем соотношении, мас. %: инвертор 2-го типа 10-20; буровой раствор, представляющий прямую эмульсию типа «масло в воде» В/М остальное до 100. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 з.п. ф-лы, 2 табл.
Группа изобретений относится к композициям и способам добычи нефти с искусственным поддержанием энергии пласта, изменения проницаемости подземных пластов и увеличения подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. Композиция для повышения степени извлечения углеводородных флюидов из подземного пласта включает, по меньшей мере, два различных типа сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц, имеющих различную химическую структуру и средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм. Содержание сшивающих агентов составляет от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов. Закачивают в подземный пласт указанную композицию, что позволяет повысить эффективность изоляции зон поглощения. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 10 пр.
Наверх