Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта


 


Владельцы патента RU 2525399:

Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" (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 - разработка кислотной эмульсии для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, обладающей высокой эффективностью за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличения степени охвата обработкой пласта, предотвращения и удаления кольматирующих отложений, а также обладающей совместимостью с пластовой водой и нефтью. Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта содержит, масс.%: растворитель - реагент ИТПС-010К 13,0-27,7, эмульгатор - реагент ИТПС-804Э 4,5-10,0, соляную кислоту остальное. Кислотная эмульсия дополнительно может содержать фтористоводородную кислоту в количестве 4,0-10,0 масс.% и регулятор вязкости в количестве 0,1-5,0 масс.%. 2 з.п. ф-лы, 4 табл., 28 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, сложенного карбонатными породами с трудноизвлекаемыми запасами нефти, закачкой эмульсии, содержащей соляную кислоту с углеводородным растворителем при соотношении растворителя и соляной кислоты 25-35% и 65-75% соответственно и эмульгатор (см. Патент РФ №2288358, МКИ E21B 43/27, опубл. 2006 г.).

Данный состав недостаточно эффективен вследствие непостоянства реологических свойств образующихся эмульсий.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта с использованием обратной нефтяной эмульсии, 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 E21B 43/27, опубл. 2005 г.).

Известный способ предусматривает использование обратной нефтяной эмульсии повышенной плотности, что снижает ее проникающую способность в пласт и препятствует обработке удаленных от скважины интервалов пласта.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны скважины закачкой обратной нефтекислотной эмульсии, содержащей в об.%: 40-42 растворитель парафинов нефтяной (дистиллят), 5-8 эмульгатора «ЯЛАН-Э-1», остальное - 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты (см. Патент РФ №2304710, МКИ E21B 43/27, опубл. 2007 г.).

Недостатком состава является небольшая глубина проникновения состава в глубь пласта из-за высокой скорости растворения породы пласта, выпадение кольматирующих осадков, несовместимость с нефтью в присутствии ионов железа (III) и нерегулируемая вязкость.

Целью предлагаемого изобретения является разработка кислотной эмульсии для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, обладающей высокой эффективностью за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличения степени охвата обработкой пласта, предотвращения и удаления кольматирующих отложений, а также обладающей совместимостью с пластовой водой и нефтью.

Поставленная цель достигается путем создания кислотной эмульсии для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающей растворитель, эмульгатор и соляную кислоту, причем в качестве растворителя она содержит реагент ИТПС-010К, в качестве эмульгатора - реагент ИТПС-804Э, при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Реагент ИТПС-010К 13,0-27,7
Реагент ИТПС-804Э 4,5-10,0
Соляная кислота остальное.

В вариантах приготовления эмульсии она может содержать фтористоводородную кислоту в количестве 4,0-10,0 масс.% и регулятор вязкости в количестве 0,1-5,0 масс.%.

Реагент ИТПС-010К представляет собой композиционную смесь поверхностно-активных веществ в ароматическом растворителе, жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета с плотностью при 20°C 750 кг/м3, ТУ-2458-014-27913102-2010.

Реагент ИТПС-804Э - представляет собой композиционную смесь аминосоединений с углеводными альдегидами в водно-ароматическом растворителе, жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета с плотностью при 20°C 900 кг/м3, ТУ 2458-018-27913102-2010. Является эмульгатором и обладает свойствами стабилизатора железа.

Для приготовления кислотной эмульсии в качестве соляной кислоты используют:

- ингибированную соляную кислоту по ТУ 2458-264-05765670-99 с изм.1, ТУ 2112-131-05807960-97 10,0-25%-ной концентрации, ГОСТ 857-95;

- фтористоводородную кислоту по ГОСТ 10484-78, ТУ 6-09-2622-88.

В качестве регулятора вязкости используют реагент ИТПС-8043К по ТУ 2458-01827913102-2010.

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

Предлагаемая кислотная эмульсия представляет собой эмульсию типа «вода в масле».

Приводим примеры приготовления кислотных эмульсий, результаты представлены в таблице 1.

Пример 1 (заявляемая эмульсия)

При перемешивании механической мешалкой к 75,0 г соляной кислоты добавляют 6,0 г реагента ИТПС-804Э, далее - 19,0 г реагента ИТПС-010К, перемешивание продолжают до образования однородной эмульсии (см. табл.1, пример 1).

Примеры 2, 4, 9, 13, 18, 26 готовят аналогично примеру 1 без добавления регулятора вязкости.

Пример 3. При перемешивании механической мешалкой к 75,0 г соляной кислоты добавляют 6,0 г реагента ИТПС-804Э, далее - 19,0 г реагента ИТПС-010К и регулятор вязкости ИТПС-804 ЗК в количестве 0.1 г, перемешивание продолжают до образования однородной эмульсии (см. табл.1, пример 3).

Примеры 5-8, 10-12, 14-17, 19-25, 27 готовят аналогичным образом, изменяя виды компонентов и их содержание в эмульсии в заявляемых количествах.

Пример 28 (прототип).

В 51,0 г соляной кислоты (23%-ого водного раствора) растворяют 7,0 г эмульгатора "Ялан-Э-1", добавляют растворитель парафинов нефтяной - дистиллят в количестве 42,0 г и перемешивают в течение 5 минут (см. табл.1, пример 28).

Заявляемая кислотная эмульсия предназначена для интенсификации притока и приемистости скважин при проведении операций при обработке призабойной зоны пласта. Содержащиеся в эмульсии химические компоненты способны обеспечивать отмыв пласта от асфальтеносмолопарафиновых отложений, исключить выпадение соединений железа.

Скорость взаимодействия кислотной эмульсии с породой пласта уменьшается за счет содержания в эмульсии поверхностно-активных веществ и полимерных присадок. Также снижению скорости реакции с породой эмульсии способствует ее "обратный тип", т.е. нахождение неорганической фазы внутри органической, что замедляет высвобождение кислоты для реакции с породой пласта. Значительное снижение скорости реагирования с породой пласта также обеспечивается увеличением вязкости эмульсии. Совокупное действие подобранных компонентов кислотной эмульсии комплексного действия приведет к увеличению охвата пласта кислотным воздействием.

Таблица 1
№№ п.п Содержание компонентов эмульсии, масс.% Вязкость, мПа*с Скорость растворения мрамора, кг/м2 Моющая АСПО эффективность, %
Реагент ИТПС-010К Реагент ИТПС-804Э Кислота Регулятор вязкости
1 2 3 4 5 6 7 8
1 19.0 6.0 75.0 HCl - 30 9.965 84.5
2 13.0 4.5 82.5 HCl - 25 10.034 91.0
3 19.0 6.0 75.0 HCl 0.1 53 7.416 77.1
4 13.0 6.0 81.0 HCl - 34 9.501 85.8
5 27.7 10.0 62.3 HCl 1.0 90 4.565 65.9
6* 19.0 6.0 71.0 HCl+4.0 HF 0.2 58 7.238 70.3
7 19.0 6.0 75.0 HCl 0.3 64 6.614 66.0
8 19.0 6.0 75.0 HCl 0.4 71 6.572 61.4
9 15.0 10.0 75.0 HCl - 36 9.820 82.6
10 19.0 6.0 75.0 HCl 0.5 77 6.503 55.7
11* 19.0 6.0 70.0 HCl+5.0 HF 0.6 82 6.147 76.1
12 19.0 6.0 75.0 HCl 0.7 85 6.090 73.0
13 15.0 5.0 80.0 HCl - 28 10.088 91.1
14* 19.0 6.0 75.0 HCl 0.8 88 6.044 75.5
15* 19.0 6.0 75.0 HCl 0.9 90 6.002 63.9
16* 19.0 6.0 75.0 HCl 1.0 95 5.985 51.7
17 19.0 6.0 75.0 HCl 1.5 101 5.988 50.4
18 25.0 9.0 66.0 HCl - 39 9.467 96.2
19* 19.0 6.0 65.0 HCl+10.0 HF 2.0 150 3.771 54.4
20* 19.0 6.0 67.0 HCl+8.0 HF 2.5 179 3.120 48.6
21* 19.0 6.0 71.0 HCl+4.0 HF 3 210 3.019 49.0
22* 19.0 6.0 65.0 HCl+10.0 HF 3.5 263 2.900 50.2
23* 19.0 6.0 70.0 HCl+5.0 HF 4.0 290 2.546 45.1
24* 19.0 6.0 65.0 HCl+10.0 HF 4.5 334 2.402 40.3
25 13.0 4.5 82.5 HCl 5.0 380 2.359 45.3
26 20.0 4.5 75.5 HCl - 35 9.989 88.9
27* 18.0 4.5 73.5 HCl+4.0HF 5.0 340 2.347 54.7
28 прототип 42.0 растворитель парафинов 7.0 эмульгатор, «Ялан-Э-1» 51.0 HCl 22 10.117 23.6
* - составы, применяемые для обработки терригенных пород.

Вязкость эмульсии определяют на ротационном вискозиметре Lamy Rheomat RM200. Измерения проводят при скорости сдвига 511 с-1.

Скорость растворения карбонатов (мрамора) оценивают по следующей методике. Кубик мрамора взвешивают с точностью до второго знака, по линейным размерам вычисляют объем кубика и плотность. Средняя плотность использованного мрамора 2,5 кг/м3. Подвешенный на нити кубик мрамора опускают в исследуемую эмульсию и через 1 минуту вынимают, промывают водой, сушат и взвешивают. Определяют убыль массы и вычисляют скорость реагирования составов в кг/м2ч. По данным, представленным в таблице 1, скорость реагирования с мрамором заявляемых эмульсий обратно пропорциональна их вязкости и ниже скорости реагирования прототипа.

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 100 мл приготовленной заранее эмульсии в пластиковой бутылочке объемом 250 мл. Перемешивают содержимое бутылочек на устройстве ПЭ-6410М в течение 4 часов при комнатной температуре. Затем образцы вынимают, споласкивают водой, сушат на воздухе и взвешивают. Моющую эффективность определяют как отношение убыли массы образца к его первоначальному весу в процентах. Для исследования использовался образец АСПО со скважины 15265 Ново-Елховского месторождения Республики Татарстан.

По результатам, приведенным в таблице 1, видно, что заявляемая кислотная эмульсия обладает эффективной моющей активностью по отношению асфальтосмолопарафиновых отложений. При сравнении полученных результатов видно, что предлагаемая кислотная эмульсия обладает более высокой моющей эффективностью АСПО по сравнению с прототипом на 16,7-72,6%.

Для определения эффективности использования состава в неоднородных по проницаемости пластах проводят эксперименты по изменению вязкости и скорости растворения мрамора при смешении заявляемой кислотной эмульсии с пластовыми флюидами, такими как пластовая вода и нефть.

Результаты исследований приведены в таблице 2.

Таблица 2
Исходная вязкость, сПз Скорость реакции, кг/(м2ч) Вязкость, мПа*с Скорость реакции, кг/(м2ч) Вязкость, мПа*с Скорость реакции, кг/(м2ч) Вязкость,
мПа*с
Скорость реакции, кг/(м2ч)
30% воды 50% воды 100% воды
30 9.965 45 8.440 52 7.052 70 6.981
45 8.353 63 6.992 72 6.807 85 5.605
125 3.944 - - 130 3.704 162 6.116
30% нефти 50% нефти 100% нефти
30 9.965 6 13.571 7 14.169 10 10.674
45 8.353 6 12.660 5 15.772 5 12.211
125 3.944 - - 8 9.912 11 11.106

Полученные результаты показывают, что при разбавлении кислотной эмульсии водой вязкость значительно возрастает, что позволяет временно снизить проницаемость водонасыщенных пропластков. Одновременно снижается скорость реагирования с мрамором. При попадании закаченной эмульсии в низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки вязкость кислотной эмульсии понижается, а скорость реагирования с мрамором возрастает. Таким образом, заявляемая кислотная эмульсия является высокоселективным реагентом для обработки неоднородных по проницаемости пластов. После перераспределения фильтрационных потоков и выдерживания на реагирование происходит распад эмульсии, обусловленный потерей концентрации кислоты и вязкости эмульсии, с образованием подвижной неорганической и углеводородной фаз, которые легко вымываются из пласта, что наиболее эффективно при обработке призабойной зоны добывающих скважин.

Тестирование на совместимость нефти с заявляемой эмульсией проводят с целью фиксирования образования или отсутствия при этом смолянистых осадков по методике, описанной в документе «Объединенные стандарты ТНК-BP по соблюдению контроля качества при проведении ГРП и кислотных обработок». В стеклянную отградуированную пробирку с завинчивающейся пробкой наливают 50 мл эмульсии с растворенным в нем хлорным железом в количестве 0,78 г из расчета содержания ионов железа (III) 3000 м.д. Затем в пробирку наливают 50 мл исследуемой нефти, завинчивают пробку и перемешивают интенсивным встряхиванием в течение 30 секунд. После выдерживания 0.5 ч содержимое пробирки проливают через фильтр с размером ячейки 0,200 мм и фиксируют наличие на фильтре осадка. Тестирование считают удовлетворительным при отсутствии смолянистых осадков на фильтре. При тестировании используют нефти 5-ти НГДУ Республики Татарстан. Результаты тестирования приведены в таблице 3.

Таблица 3
№№ п.п Эмульсия из таблицы 1 Наличие смолянистого осадка
Образцы нефти НГДУ
«Ленино-горскнефть» «Ямаш-нефть» «Елхов-нефть» «Бавлы-нефть» «Нурлат-нефть»
1 1 Осадка нет Осадка нет Осадка нет Осадка нет Осадка нет
2 3 Осадка нет Осадка нет Осадка нет Осадка нет Осадка нет
3 12 Осадка нет Осадка нет Осадка нет Осадка нет Осадка нет
4 16 Осадка нет Осадка нет Осадка нет Осадка нет Осадка нет
5 25 Осадка нет Осадка нет Осадка нет Осадка нет Осадка нет
6 прототип 28 Осадок Осадок Осадок Осадок Осадок

По данным таблицы 3 видно, что заявляемая эмульсия полностью совместима с различными образцами нефти, прототип с каждой представленной нефтью образует смолянистые осадки.

Для доказательства критерия «промышленная применимость» приводим примеры по воздействию предлагаемой эмульсии на образцы карбонатных и терригенных кернов. Эксперименты по воздействию заявляемой эмульсии на образец керна проводят на установке УИПК-1М. Проводят замеры проницаемости образцов керна до и после обработки эмульсиями. Вначале насыщают образцы керна пластовой водой, затем нефтью и далее снова пластовой водой до остаточного уровня содержания нефти в образце. Затем через керн прокачивают три поровых объемов испытуемой эмульсии и замеряют изменение проницаемости, пропуская пластовую воду до установления постоянной скорости ее протекания. В экспериментах используют нефть и пластовую воду НГДУ «Елховнефть» (Республика Татарстан).

Рассчитывают изменение проницаемости по формуле:

Э=100-К12*100%,

где: К1 - проницаемость до обработки, мкм2;

К2 - проницаемость после обработки, мкм2.

Результаты экспериментов приведены в таблице 4.

Таблица 4
Керн Эмульсия из таблицы 1 Проницаемость до обработки, мкм2 Проницаемость после обработки, мкм2 Увеличение проницаемости Э, %
1 Карбонатный 1 0.000068 0.00334 98.0
2 Терригенный 6 0.0050 0.0064 21.9
3 Карбонатный 28 0.000076 0.00017 55.3

Данные таблицы 4 показывают, что заявляемая эмульсия увеличивает проницаемость карбонатной породы выше на 42.7% по сравнению с прототипом.

Кислотная эмульсия обладает комплексными свойствами за счет многофункциональной химической направленности входящих в него компонентов. При использовании заявляемой эмульсии происходит направленная глубокая обработка призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными породами, предотвращается выпадение осадков и удаляются асфальтеносмолопарафиновые отложения, а также предлагаемая эмульсии обладает совместимостью с пластовыми флюидами.

1. Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающая растворитель, эмульгатор и соляную кислоту, отличающаяся тем, что в качестве растворителя она содержит реагент ИТПС-010К, а в качестве эмульгатора - реагент ИТПС-804Э при следующем соотношении компонентов, масс.%:

реагент ИТПС-010К 13,0-27,7
реагент ИТПС-804Э 4,5-10,0
соляная кислота остальное

2. Кислотная эмульсия по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит фтористоводородную кислоту в количестве 4,0-10,0 масс.%.

3. Кислотная эмульсия по п.1, 2, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит регулятор вязкости в количестве 0,1-5,0 масс.%.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки и безопасности процесса.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения в скважинах с высоким содержанием сероводорода.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока при ремонте скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.

Группа изобретений относится к нефте-, газодобыче с использованием проппантов из полимерных материалов. Способ получения полимерного проппанта повышенной термопрочности, включающий смешивание дициклопентадиена с, по крайней мере, одним из метакриловых эфиров, выбранных из приведенной группы, и, по крайней мере, одним из полимерных стабилизаторов, выбранных из приведенной группы, нагрев исходной смеси до температуры 150-220°C и выдержку при данной температуре в течение 15-360 мин с последующим охлаждением до 20-50°C, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена, по крайней мере, одного из радикальных инициаторов, выбранных из приведенной группы, и катализатора - соединения приведенной общей формулы, где заместитель выбран из приведенной группы, компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, мас.%: полимерные стабилизаторы 0,1-3, радикальные инициаторы 0,1-4, катализатор 0,002-0,02, смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена - остальное, затем полученную жидкую полимерную матрицу выдерживают при температуре 0-50°C в течение 1-40 минут, вводят ее в виде ламинарного потока в предварительно нагретую не ниже температуры матрицы воду при ее постоянном перемешивании, содержащую ПАВ, выбранное из приведенной группы, причем смесь воды с ПАВ имеет вязкость ниже вязкости полимерной матрицы, в процессе постоянного перемешивания воду нагревают до 50-100°C, продолжая перемешивать в течение 1-60 мин, затем образовавшиеся микросферы отделяют от жидкости, нагревают в среде инертного газа до температуры 150-340°C и выдерживают в этой среде и при данной температуре в течение 1-360 мин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам селективной изоляции водопритоков в газовых и нефтяных скважинах, герметизации затрубного пространства, устранению межпластовых перетоков в скважинах с близкорасположенным газо-нефтеводяным контактом, в том числе в условиях низкопроницаемых коллекторов.

Изобретение относится к обработке подземных пластов, конкретно к добавкам, улучшающим свойства используемых при этом композиций, и способам обработки с использованием этих добавок.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе и гидрофобный зернистый материал, суспендированный в нем, где гидрофобный зернистый материал имеет объемный медианный размер частиц d50 не больше чем 200 микрон, определяемый как медианный диаметр сфер эквивалентного объема, при этом флюид дополнительно включает газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород.

Изобретение относится к производству проппантов, используемых при добыче нефти и газа. Способ получения материала для проппанта включает получение смеси олигоциклопентадиенов с содержанием тримеров и тетрамеров 5-60 мас.% путем нагрева дициклопентадиена до температуры 150-220°С и выдержки при данной температуре в течение 15-360 мин, охлаждение смеси до 20-50°С, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов следующих компонентов: по крайней мере, один из полимерных стабилизаторов, выбранных из приведенной группы, по крайней мере, один из радикальных инициаторов, выбранных из приведенной группы, по крайней мере, один из метакрилатов, выбранных из приведенной группы, и катализатор - соединение приведенной общей формулы, при этом компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, мас.%: полимерный стабилизатор или смесь стабилизаторов 0,1-3, радикальный инициатор или смесь инициаторов 0,1-4, метакрилат или смесь метакрилатов 0,3-30, катализатор 0,001-0,02, смесь олигоциклопентадиенов - остальное, полученную полимерную матрицу нагревают до температуры 50-340°С и выдерживают при данной температуре в течение 1-360 мин, после чего охлаждают до комнатной температуры.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к строительству и ремонту скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе (ИЭР), и может быть использовано при установке мостов. Технический результат - обеспечение гарантированной надежности установки цементных мостов за счет придания высоких адгезионных и прочностных свойств цементному камню, формируемому в среде ИЭР, при одновременном обеспечении прокачиваемости и достижении оптимальных сроков твердения тампонажного материала при низком водоцементном отношении. Тампонажный материал по первому варианту содержит компоненты при следующем соотношении, мас.ч: портландцемент тампонажный - 95,0-97,0, расширяющая добавка - гидросульфоалюминат кальция - 3,0-5,0, указанный понизитель фильтрации - 0,1-0,5, указанное НПАВ - 0,1-3,0, указанный пластификатор - 0,01-0,5, указанный пеногаситель - 0,2-0,4, хлорид кальция - 0,01-6,0, вода для обеспечения водоцементного отношения 0,4-0,52, а по второму варианту тампонажный материал дополнительно содержит мас.ч: ПАВ4 или ПАВ6 - 0,05-1, при этом массовое соотношение НПАВ и ПАВ4 или ПАВ6 составляет 65:35 соответственно. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 ил.
Изобретение относится к реагентам для химической обработки высокоминерализованных утяжеленных буровых растворов на водной основе, используемых при бурении высококоллоидальных глинистых пород и зон аномально высокого пластового давления АВПД. Технический результат - значительное снижение показателя высокотемпературной фильтрации, оптимальные структурно-механические и вязкостные характеристики растворов для безаварийного бурения пологих и горизонтальных скважин, сложенных высококоллоидальными глинистыми породами при температурах до 100°C. Полимерная композиция для высокоминерализованных утяжеленных буровых растворов на водной основе включает гидролизованный цианэтилированный поливиниловый спирт, синтезируемый путем взаимодействия акрилонитрила с поливиниловым спиртом в водно-щелочной среде, и оксиэтилцеллюлозу при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: гидролизованный цианэтилированный поливиниловый спирт 80-90, оксиэтилцеллюлоза 10-20. 3 табл., 2 пр.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и конкретно к области получения специальных цементов, а именно тампонажных материалов для крепления нефтяных и газовых скважин. Технический результат - создание тампонажного материала с регулируемой кинетикой расширения. Тампонажный материал с регулируемой кинетикой расширения, включающий тампонажный портландцемент, расширяющий компонент, дополнительно содержит гидрофобизатор олеат натрия или олеат калия, причем указанный гидрофобизатор предварительно смешивается с расширяющим компонентом при следующем соотношении компонентов, мас.%: тампонажный портландцемент - 85-95, расширяющий компонент - 4,975-14,5, олеат натрия или олеат калия - 0,025-0,5. 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Состав для изоляции водопритока в скважине включает 17-59 мас.% реагента «Витам», 20-40 мас.% силиката натрия, 1-3 мас.% древесной муки и 20-40 мас.% 10%-ного раствора полиалюминия хлорида. Техническим результатом является повышение изолирующей способности состава за счет повышения устойчивости образующегося геля. 2 табл.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины. Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины включает вскрытие бурением водопроявляющих пластов. Затем пробуривают зумпф глубиной, обеспечивающей размещение в нем компоновки в процессе расширения интервала водопроявляющих пластов. Извлекают из скважины бурильную колонну труб с долотом. Затем на устье скважины нижний конец колонны технологических труб оборудуют компоновкой, включающей расположенные друг за другом снизу вверх расширитель, обеспечивающий расширение ствола скважины в интервале водопроявляющего пласта не менее чем в 1,6 раза, и гидромониторную насадку. Спускают колонну технологических труб с компоновкой в скважину, пока резцы расширителя не окажутся напротив верхней границы интервала расширения. Производят расширение всего интервала водопроявляющих пластов. Затем сбрасывают в колонну труб шар диаметром, не превышающим внутреннего диаметра колонны технологических труб. Создают избыточное давление в колонне технологических труб. После чего шар отсекает расширитель и открывается отверстие гидромониторной насадки. Затем доспускают колонну труб так, чтобы отверстия гидромониторной насадки находились напротив верхней границы интервала водопроявляющих пластов и производят гидромониторную обработку интервала расширения водопроявляющих пластов до нижней границы интервала расширения. Извлекают колонну технологических труб и спускают в скважину до нижней границы интервала расширения водопроявляющих пластов колонну заливочных труб. Промывают скважину, после чего через колонну заливочных труб закачивают тампонажный раствор в ствол скважины до кровли водопроявляющих пластов. Поднимают колонну заливочных труб на 5 м выше кровли водопроявляющих пластов, промывают ее, создают противодавление на водопроявляющие пласты и оставляют скважину на ожидание затвердевания тампонажного раствора. При этом тампонажный раствор готовят смешением 74,1-87 мас. ч. ацетонформальдегидной смолы, 4,3-11,1 мас. ч. эпоксидной смолы и 8,7-14,8 мас. ч. полиэтиленполиамина. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопроявляющих пластов. 1 табл., 4 ил.
Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин. Технический результат - создание бурового раствора для использования в условиях многолетней мерзлоты. Буровой раствор для использования в породах многолетней мерзлоты содержит, мас.%: глинопорошок 3,0-5,0, органический стабилизатор - полифторалкилированную карбоксиметилцеллюлозу 0,3-0,6, полигликоль 0,3-0,5, понизитель температуры замерзания - ацетат натрия 1,0-4,0, воду остальное. 2 з. п. ф-лы, 1 табл., 4 пр.

Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин, а именно к полимерным реагентам, входящим в состав буровых растворов. Реагент для обработки бурового раствора, полученный модификацией карбоксиметилцеллюлозы КМЦ в растворителе путем обработки суспензии КМЦ агентом-модификатором, выдерживания реакционной массы при нагревании, отделения продукта с помощью фильтра-пресса и сушки, где суспендируют КМЦ размером не более 200 мкм в хлороформе, в качестве агента-модификатора используют 1.1.5-тригидроперфторпентилхлорсульфит в виде раствора в хлороформе, а указанную обработку осуществляют в присутствии диметилформамида при температуре -10 - (-5)°С. Технический результат - обеспечение буровому раствору повышенных кольматирующих свойств. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений путем регулирования разработки неоднородных пластов. Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта включает стабилизированный латекс, производное кремниевой кислоты и воду. В качестве производного кремниевой кислоты он содержит кремнезоль, представляющий собой высокодисперсную систему на основе двуокиси кремня с силикатным модулем 100. В качестве воды он содержит электрохимически активированную воду с pH 5,4 при электропроводности 3,7 мСм. Состав содержит компоненты в следующем соотношении, мас.%: стабилизированный латекс (в пересчете на сухое вещество) 2-5, кремнезоль с силикатным модулем 100 в количестве 2-5, указанная электрохимически активированная вода - остальное. Технический результат: увеличение коэффициента нефтевытеснения до 4,8%. 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к жидкостям для технического обслуживания ствола скважин. Способ включает: введение в ствол скважины жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащей катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от 300000 дальтон до 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно ее общего объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита и карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F). Состав жидкости для технического обслуживания ствола скважины содержит катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от примерно 300000 дальтон до примерно 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно общего ее объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита, карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F). Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение жидкости технического обслуживания скважин. 2 н. и 18 з. п. ф-лы, 9 пр., 9 табл., 10 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности. В способе освоения нефтяных и газовых скважин, включающем обработку призабойной зоны скважины путем закачки в скважину кислотной эмульсии и проведения технологической выдержки, последовательно закачивают в скважину, оборудованную колонной лифтовых труб, продавочную жидкость, высоковязкую разделительную жидкость и кислотную эмульсию, в качестве кислотной эмульсии используют кислотную пену, которую приготавливают путем газирования расчетного объема пенообразующей эмульсии, равного объему скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта. Пенообразующая эмульсия содержит, мас.%: дизельное топливо 25,0; соль КСl 10,0; поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-12 1,0-1,5; соляную кислоту НСl 10,0, воду остальное. Степень газирования пенообразующей эмульсии регулируют, исходя из максимально допустимой депрессии на глубине кровли продуктивного пласта. Закачку кислотной пены осуществляют через межтрубное пространство скважины в интервал вскрытия продуктивного пласта, затем кислотную пену продавливают в продуктивный пласт продавочной жидкостью, причем между продавочной жидкостью и кислотной пеной вводят высоковязкую разделительную жидкость с условной вязкостью не менее 120 с, после чего в межтрубном пространстве скважины и лифтовых трубах создают посредством продавочной жидкости избыточное давление на призабойную зону пласта с периодичностью, обеспечивающей создание чередующихся, по меньшей мере, трех циклов депрессии и репрессии на пласт, при этом проводят технологическую выдержку скважины не менее трех часов в каждом из циклов депрессии и репрессии до получения притока пластового флюида в цикле депрессии. 4 табл., 1 ил.
Наверх