Ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений

Изобретение относится к ингибитору асфальтосмолопарафиновых отложений. Ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений, полученный с использованием алкилакрилатного сополимера и ароматического растворителя, получен взаимодействием в толуоле сополимера, имеющего мол. массу 6000-8000, смеси алкилакрилатов, содержащих, мас. %: алкилакрилат С16 - 65, алкилакрилат C18 - 25, алкилакрилат С20 - 10, с акрилатом додециламина, и сульфата додециламина при нагреве с перемешиванием до 80°С, введении 8,8-16,6% раствора инициатора азобисизобутиронитрила в толуоле, выдержке в течение 5 час при 90-100°С при следующем соотношении компонентов, мас. %: сополимер указанной смеси алкилакрилатов с акрилатом додециламина 45-47, сульфат додециламина 2-3, толуол остальное. Технический результат - повышение эффективности предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в парафинистых, высокопарафинистых нефтях и газоконденсатах. 4 пр., 1 табл.

 

Изобретение относится к составам для предотвращения выпадения из нефти асфальтосмолопарафиновых отложений на нефтепромысловом оборудовании, в призабойной зоне нефтяных скважин, а также нефтепроводах. Оно может быть использовано в нефтяной и других отраслях промышленности, связанных с добычей, транспортом и хранением нефти.

В настоящее время для предотвращения выпадения из нефти асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) используется широкий ряд веществ из различных классов органических соединений, а также композиций на их основе, например присадки СОНПАР, СНПХ 69.

Известные ингибиторы включают в свой состав различные синтетические полимеры, синтетические ПАВ (или их смеси) или естественные ПАВ из отходов различных производств [Агаев С.Г., Гребнев А.Н., Землянский Е.О. Ингибиторы парафиновых отложений бинарного действия // Журнал прикладной химии. - 2006. - Т.79. - №8. - с.1373-1378; Прозорова И.В., Юдина Н.В., Небогина Н.А. и др. Подбор ингибирующей и депрессорной присадки для нефти Верхнечонского месторождения // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №6. - С.68-70].

Применяемые в настоящее время ингибиторы парафиноотложения недостаточно эффективны, отличаются сложной технологией производства, дефицитны и дороги, а для некоторых типов нефтей (высокопарафинистых и высокосмолистых) отсутствуют. В этой связи актуальна задача разработки новых видов ингибиторов парафиноотложения для высокозастывающих и высоковязких нефтей, газовых конденсатов и расширение ресурсов сырья для этой цели.

Известен ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений, представляющий собой продукт последовательного присоединения 1-3 масс.ч. оксида этилена и 3-9 масс.ч. оксида пропилена к 1 масс.ч. алкилфенолов [Авт. свид. СССР №1118659, C09K 3/00, 1984].

Недостатком этого ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений является избирательность его действия, заключающаяся в том, что он проявляет ингибирующую эффективность лишь для некоторых типов нефтей. Кроме того, он является высоковязким реагентом при 20°С. Применение его в зимнее время без подогрева невозможно, так как он имеет температуру застывания +5+8°С.

Известен состав для защиты нефтепромыслового оборудования от асфальтосмолопарафиновых отложений, содержащих нефтяной тяжелый сольвент и органическую добавку, в качестве которой он содержит углеводороды С1720 и жирные амины С1720 при следующем соотношении компонентов, масс. %: углеводороды С1720 - 2-5; жирные амины С1720 - 10-13; нефтяной тяжелый сольвент - остальное (SU 1455713, кл. Е21В 37/06, опубл. 10.04.2000). Недостатком данного состава является его низкая эффективность.

Известен состав для ингибирования парафиноотложения на основе этиленакрилонитрилового сополимера или тройного сополимера на основе этилена, акрилонитрила и мономера, выбранного из группы, содержащей алкилметакрилат, винилацетат, акриловую кислоту или метакриловую кислоту в количестве от 0,1 до 10 вес.% от общего состава сополимера (US 4926582, C10L 1/10, 22.05.1990).

Широко известны ингибиторы на основе сложных эфиров акриловой и метакриловой кислот, которые в СССР были разработаны под торговыми названиями ДН-1 и ДН-МА [Сковородников Ю.А. Повышение эффективности применения депрессорных добавок к парафинистым нефтям // Нефтяное хозяйство. - 1978. - №6. - С. 49-53]. В настоящее время эти присадки не производятся. Их близким аналогом по строению и применению является нашедший широкое использование за рубежом ингибитор марки Flexoil WM 1470 фирмы «Серво-Чемпион» (Англия).

Наиболее близким по технической сущности и по достигаемому эффекту к предмету настоящего изобретения является зарубежный ингибитор марки Flexoil WM 1470 на основе сополимеров алкилакрилатов и алкилметакрилатов (Т.В. Иванова, Е.В. Бешагина. Исследование действия присадок на свойства нефтей. - Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело» №2, 2013 г., c.121-122). Недостатками данного ингибитора являются избирательность его действия и низкая ингибирующая эффективность.

Техническим результатом настоящего изобретения повышение эффективности предотвращения образования АСПО парафинистых, высокопарафинистых нефтей и газоконденсатов с различным содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов (САК) на стенках нефтепромыслового оборудования.

Для достижения указанного технического результата предлагается ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений, полученный с использованием алкилакрилатного сополимера и ароматического растворителя, отличающийся тем, что он получен взаимодействием в толуоле сополимера, имеющего мол. массу 6000-8000, смеси алкилакрилатов, содержащих, масс. %: алкилакрилат С16 - 65, алкил-акрилат C18 - 25, алкилакрилат С20 - 10, с акрилатом додециламина и сульфата додециламина при нагреве с перемешиванием до 80°С, введении 8,8-16,6% раствора инициатора азобисизобутиронитрила в толуоле, выдержке в течение 5 час при 90-100°С при следующем соотношении компонентов, масс. %:

сополимер указанной смеси алкилакрилатов с
акрилатом додециламина 45-47;
сульфат додециламина 2-3;
толуол остальное

Среднемассовая молекулярная масса (Mw) синтезированных сополимеров указанных и акрилата додециламина определена гель-проникающей хроматографией и составила 6000-8000 а.е.м.

Предлагаемый ингибитор получают следующим образом.

Пример 1

В реактор загружают 510 г ароматического растворителя, преимущественно толуола, 47 г сополимера смеси алкилакрилатов в составе в масс. %: алкилакрилата C16 - 65, алкилакрилата С18 - 25, алкилакрилата С20 - 10, с акрилатом додециламина и 2,0 г сульфата додециламина. Реакционную смесь продувают азотом, нагревают при перемешивании до температуры 80°С и вводят 8,8-16,6% раствор инициатора в толуоле, содержащий 0,5-1,0 г азобисизобутиронитрила и 6,0 г толуола. Затем смесь выдерживают в течение 5 ч при температуре 90-100°С и охлаждают.

Пример 2

В реактор загружают 520 г ароматического растворителя, преимущественно толуола, 45 г сополимера смеси алкилакрилатов в составе в масс. %: алкилакрилата C16 - 65, алкилакрилата С18 - 25, алкилакрилата С20 - 10, с акрилатом додециламина, 3,0 г сульфата додециламина. Реакционную смесь продувают азотом, нагревают при перемешивании до температуры 80°С и вводят 8,8-16,6% раствор инициатора в толуоле, содержащий 0,5-1,0 г азобисизобутиронитрила и 6,0 г толуола. Затем смесь выдерживают в течение 5 ч при температуре 90-100°С и охлаждают.

Пример 3

В реактор загружают 530 г ароматического растворителя, преимущественно толуола, 45 г сополимера смеси алкилакрилатов в составе в масс. %: алкилакрилата С16 - 65, алкилакрилата C18 - 25, алкилакрилата С20 - 10, с акрилатом додециламина и 2,0 г сульфата додециламина. Реакционную смесь продувают азотом, нагревают при перемешивании до температуры 80°С и вводят 8,8-16,6% раствор инициатора в толуоле, содержащий 0,5-1,0 г азобисизобутиронитрила и 6,0 г толуола. Затем смесь выдерживают в течение 5 ч при температуре 90-100°С и охлаждают.

Пример 4

В реактор загружают 50,0 г ароматического растворителя, преимущественно толуола, 47 г сополимера смеси алкилакрилатов в составе в масс. %: алкилакрилата С16 - 65, алкилакрилата C18 - 25, алкилакрилата С20 - 10, с акрилатом додециламина и 3,0 г сульфата додециламина. Реакционную смесь продувают азотом, нагревают при перемешивании до температуры 80°С и вводят 8,8-16,6% раствор инициатора в толуоле, содержащий 0,5-1,0 г азобисизобутиронитрила и 6,0 г толуола. Затем смесь выдерживают в течение 5 ч при температуре 90-100°С и охлаждают.

Количественную оценку эффективности предлагаемого ингибитора проводили на установке, использующей известный метод «холодного стержня» [С.Г. Агаев, З.Н. Березина, А.А. Халин. Нефтепромысловое дело, 1996, №5, с. 16]. Установка состоит из металлического стержня, охлаждаемого до заданной температуры (12°С). В качестве теплоносителя использовали дистиллированную воду в термостате. Количественную оценку проводили в течение 1 ч, используя навеску нефти в количестве 40 г. Количество осадка, образовавшегося на стержне, определяли гравиметрически. Результат определяли как среднее арифметическое трех параллельных опытов.

Степень ингибирования АСПО определяли по формуле: Си=(В01)/В0, где Си - степень ингибирования АСПО, %; В0 - масса осадка на «холодном стержне» в отсутствие ингибитора, г;

Β1 - масса осадка на «холодном стержне» в присутствии ингибитора, г.

Для сравнения, кроме предлагаемого в настоящем изобретении ингибитора, определенного как ингибирующая присадка К-210, был использован прототип - импортная ингибирующая присадка - Flexoil WM 1470 и для сравнения известные отечественные присадки СОНАР и СНПХ.

Исследования проводили с использованием парафинистых, высокопарафинистых нефтей и газоконденсатов с различным содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов (САК).

Данные полученных результатов приведены в табл. 1.

Анализ данных табл. 1 показывает, что эффективность предлагаемого в настоящем изобретении ингибитора, определенного как ингибирующая присадка К-210, в отношении различного месторождения значительно выше, чем у прототипа - импортного ингибитора марки Flexoil WM 1470 и ряда отечественных присадок СОНАР, СНПХ, что подтверждает достижение заявленного технического результата.

Ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений, полученный с использованием алкилакрилатного сополимера и ароматического растворителя, отличающийся тем, что он получен взаимодействием в толуоле сополимера, имеющего мол. массу 6000-8000, смеси алкилакрилатов, содержащих, мас. %: алкилакрилат С16 - 65, алкилакрилат C18 - 25, алкилакрилат С20 - 10, с акрилатом додециламина, и сульфата додециламина при нагреве с перемешиванием до 80°С, введении 8,8-16,6% раствора инициатора азобисизобутиронитрила в толуоле, выдержке в течение 5 час при 90-100°С при следующем соотношении компонентов, мас. %:

сополимер указанной смеси алкилакрилатов
с акрилатом додециламина 45-47
сульфат додециламина 2-3
толуол остальное



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к использованию термотропных гелеобразующих составов, способных образовывать гель за счет пластовой температуры после введения в нефтяной или газовый пласт.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин в неустойчивых отложениях, в особенности при бурении интервалов неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Настоящее изобретение относится к фенолоальдегидной смоле, поперечно-сшитой по мета-положениям, в которой поперечные связи в мета-положениях являются органическими поперечными связями, образованными переходным металлом и органическими фрагментами, присоединенными к переходному металлу через по меньшей мере четыре промежуточных атома кислорода, или поперечные связи в мета-положениях являются неорганическими связями, включающими концевые участки, содержащие редкоземельный элемент, и ядро, содержащее по меньшей мере один переходный металл, причем каждый концевой участок, содержащий редкоземельный элемент, связан с ядром, содержащим переходный металл, посредством одного или более атомов О, N или S.
Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Технический результат - повышение эффективности и технологичности удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин, в том числе пологих и горизонтальных, после использования технологической жидкости, содержащей высокомолекулярные соединения и кольматанты.
Изобретение относится к области строительства скважин и нефтедобычи, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта, представленного терригенным водочувствительным коллектором, и может быть использовано в качестве жидкости глушения, освоения и вторичного вскрытия, в качестве состава, раскольматирующего фильтрационную корку буровых растворов на неводной основе.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с высокопроницаемым коллектором. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает спуск в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах (НКТ) перфорированного патрубка.
Изобретение относится к расклинивающему наполнителю и его использованию при гидроразрыве для добычи нефти и газа. Сверхлегкий расклинивающий наполнитель приготовлен из смеси сырьевых материалов, содержащей фарфоровую глину, гончарную глину и каолин и/или кремнистую глину, где содержание, вес.%: фарфоровой глины 5-85, каолина и/или кремнистой глины 5-85, гончарной глины 5-30.

Настоящее изобретение направлено на создание композиции для прочистки пласта при нефтедобыче. Композиция для прочистки пласта при нефтедобыче содержит расширяющиеся полимерные частицы, имеющие анионные участки, и сшитые лабильными сшивающими агентами и стабильными сшивающими агентами, где указанные частицы объединены с жидкостью и катионным сшивающим агентом, способным дополнительно сшивать частицы при деградации лабильного сшивающего агента с образованием геля, в которой указанный анионный участок выбран из группы, состоящей из полимеризующихся карбоновых кислот и их натриевых, калиевых и аммонийных солей, а указанным катионным сшивающим агентом является, по крайней мере, один агент, выбранный из группы, состоящей из Cr3+ Fe3+ Al3+, Ti4+ Sn4+, Zr4+ или их солей, их комплексов или наночастиц, содержащих их, хелатированных катионов указанных металлов или полиэтиленимина (ПЭИ).

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в пласт водного раствора полиакриламида - ПАА, ацетата хрома и оксида магния, раствор дополнительно содержит стеклянное или базальтовое микроармирующее волокно, предварительно обработанное 1-5%-ным водным раствором АФ9-6 или АФ9-12, или волокно строительное микроармирующее - ВСМ при следующей концентрации компонентов в растворе, масс. %: ПАА 0,3-1,0, ацетат хрома 0,03-0,1, оксид магния 0,015-0,07, указанное волокно 0,1-0,5. Технический результат - повышение эффективности способа. 1 ил., 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий портландцемент, пенетрирующую добавку, понизитель водоотдачи, пластификатор, пеногаситель и воду, отличается тем, что в качестве пенетрирующей добавки он содержит «ПенетронАдмикс», в качестве понизителя водоотдачи - любой из водорастворимых эфиров целлюлозы, в качестве пластификатора - лигносульфонат, в качестве пеногасителя - трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, мас.%: портландцемент - 100, указанная пенетрирующая добавка 3,0 сверх 100, указанный понизитель водоотдачи - 0,03-0,1 сверх 100, указанный пластификатор - 0,3-0,7 сверх 100, трибутилфосфат - 0,01-0,1 сверх 100, вода до водоцементного отношения - 0,38-0,42. Технический результат - восстановление целостности цементного кольца в затрубном пространстве скважин при образовании в нем микротрещин и микрозазоров. 1 табл.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным цементам для крепления скважин, вскрывших соленосные отложения, представленные в основном солями магния. Технический результат заключается в повышении скорости твердения раствора и прочности получаемого цементного камня. Магнезиальный тампонажный материал содержит магнийсодержащее вяжущее, хлорид магния и добавки, причем в качестве магнезиального вяжущего содержит магнезит кальцинированный строительный, в качестве добавок содержит гидрофобизатор - кремнийорганическую жидкость и замедлитель твердения - нитрилотриметилфосфоновую кислоту, при следующем соотношении компонентов, мас.%: магнезит кальцинированный строительный - 70-80, хлорид магния - 20-30, кремнийорганическая жидкость - 0,1-0,5% сверх 100%, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 0,02-0,1 сверх 100%. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.
Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазовых скважин, а именно к тампонажным изоляционным составам. Технический результат заключается в повышении степени изолирующих свойств предлагаемого состава при изоляции интервалов поглощения скважинных жидкостей в пористых, кавернозных, трещиноватых породах, с раскрытием проводящих каналов от 1 мм до 10 мм, за счет пониженной плотности и высокой тиксотропии состава, а также за счет образования неразмываемого и непроницаемого цементного камня с высокими адгезионными свойствами к породе и повышенными прочностными характеристиками. Тампонажный состав для изоляции зон интенсивного поглощения, включающий портландцемент, полуводный гипс, глину, пенообразователь и воду, при этом он дополнительно содержит хлорид кальция, гидроксиэтилцеллюлозу и инертную добавку, при этом в качестве глины состав содержит палыгорскитовый, или монтмориллонитовый, или каолиновый термомеханически активированный глинопорошок, а в качестве пенообразователя - анионактивное или амфотерное поверхностно-активное вещество ПАВ, при следующем соотношении компонентов, мас.ч: портландцемент 76,0-91,9; полуводный гипс 4,0-16,0; указанный глинопорошок 4,0-20,0; инертная добавка 0,1-4,0; указанный пенообразователь 0,1-0,5; хлорид кальция 4,0-12,0; гидроксиэтилцеллюлозу 0,1-0,2; и при водотвердом соотношении 0,6-1,0, при этом смесь портландцемента, полуводного гипса, указанного глинопорошока и инертной добавки составляет 100 мас.ч. 3 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к составам для временного блокирования продуктивного пласта на водной основе, и может быть использовано при капитальном ремонте скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и высокой дренированности продуктивных пластов. Технический результат - повышение эффективности временного блокирования, сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, повышение технологичности процесса блокирования за счет использования состава с улучшенными тиксотропными свойствами, способствующими плавному структурированию в процессе приготовления состава, и создание высоких гидравлических сопротивлений при блокировании, препятствующих глубокому проникновению в пласт жидкой фазы блокирующего состава. Состав для временного блокирования продуктивного пласта на водной основе содержит карбоксиметилцеллюлозу, кальций хлористый, аммоний фосфорнокислый двузамещенный, Морпен и воду, дополнительно содержит калий хлористый и цинка стеарат, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза 0,5-3,0, кальций хлористый 3-12, аммоний фосфорнокислый двузамещенный 5-15, Морпен 0,05-1,00, калий хлористый 0,1-1,0, цинка стеарат 0,1-5,0, вода остальное. 1 ил., 5 пр.
Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, значительное увеличение эффективности кислотной обработки. Кислотный состав для кислотной обработки добывающих и нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах содержит, % масс.: соляную кислоту 24%-ную или 36%-ную 25,0-50,0, алкилбензолсульфокислоту, содержащую в алкильной группе 12-14 атомов углерода, 0,1-2,0, лимонную кислоту 0,5-3,0, уксусную кислоту 3,0-12,0, метиловый спирт 3,0-10,0, препарат ОС-20 0,5-2,5, ингибитор коррозии типа «ИКУ-118» 1,0-5,0, фтористоводородную кислоту 40%-ную 0,0-7,5, стабилизатор железа типа «Ферикс» 0,0-5,0, воду остальное. Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного, терригенного или смешанного пласта включает закачку в скважину кислотного состава в количестве 1,0-5,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, причем в качестве кислотного состава используют указанный выше состав или его раствор в пресной воде при соотношении указанный выше состав : пресная вода, равном 1:1-1:2 соответственно. Способ обработки развит в зависимом пункте. 2 н. п. ф-лы, 1 з. п. ф-лы, 3 табл., 4 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в скважину с применением кремнийорганических соединений, может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Способ изоляции водопритока в скважину включает закачку в изолируемый интервал кремнийорганического продукта. К кремнийорганическому продукту при перемешивании добавляют нефть девонскую, в качестве кремнийорганического продукта используют продукт 119-296И марки Б. Затем добавляют воду плотностью 1000-1190 кг/м3, перемешивают и закачивают состав в изолируемый интервал при следующем соотношении ингредиентов, об.ч.: продукт 119-296И марки Б 100, вода плотностью 1000-1190 кг/м3 50-100, нефть девонская 10-20. Закрепляют состав закачиванием жидкого стекла. Причем между составом и жидким стеклом закачивают буфер из пресной воды. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока за счет регулирования сроков гелеобразования закачиваемого состава и предотвращения его преждевременного гелеобразования. 1 табл.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет выравнивания приемистости подземных неоднородных формирований со значительными температурными градиентами. По способу предусматривают использование по меньшей мере одной добывающей и одной нагнетательной скважин. Анализируют распределение температур в зоне между нагнетательной и добывающей скважинами. При распределении температур в зоне месторождения между нагнетательной и добывающей скважинами таким образом, что минимальная температура не менее 20°С, максимальная температура не более 320°С, а их разность составляет по меньшей мере 20°С, закачивают в нефтяное месторождение через нагнетательную скважину водные гелеобразующие препараты, содержащие воду и один или несколько химических компонентов. Обеспечивают возможность этих препаратов после закачивания в месторождение под действием температуры последнего образовывать гели. Упомянутые препараты принимают отличными друг от друга типом и/или концентрацией содержащихся в них химических компонентов. Химические компоненты и/или их концентрацию выбирают таким образом, чтобы температура гелеобразования и/или время гелеобразования второй и при необходимости любой другой закачиваемой порции отличались от соответствующих параметров закачанной перед этим порции. 18 з.п. ф-лы, 7 ил., 4 табл.

Настоящее изобретение относится к эксплуатации углеводородсодержащих пластов или нагнетательных скважин. Способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: a) обеспечение композицией, включающей инициатор загустевания, изменяющий pH, и полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) активизацию действия инициатора загустевания pH для смещения pH композиции в указанную область его значений и d) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки. По другому варианту способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: а) обеспечение композицией, содержащей полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) обеспечение инициатора загустевания, изменяющего pH; d) активацию действия инициатора загустевания для смещения pH композиции в указанную область его значений и е) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности инициирования и контролирования образования пробок. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 5 пр., 3 ил.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к рецептурам тампонажных материалов, используемых для цементирования обсадных колонн в условиях нормальных и пониженных температур при наличии неинтенсивно поглощающих горизонтов и водоносных пластов. Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в сокращении времени схватывания в условиях пониженных и нормальных температур при одновременном снижении времени загустевания и повышении предела прочности на изгиб/сжатие при этих же условиях. Тампонажный состав по первому варианту содержит портландцемент тампонажный, воду и добавку, включающую хлорсодержащий ускоритель схватывания, при этом в качестве добавки состав содержит хлорид натрия и карбонат лития, при следующем соотношении компонентов, мас.ч: портландцемент тампонажный 100, хлорид натрия 1,2-4,05, карбонат лития 1,6-5,4, вода 50-52, причем хлорид натрия и карбонат лития взяты в массовом соотношении 3:4 соответственно, а по второму варианту в качестве добавки состав содержит хлорид кальция и биополимер - реагент на основе ксантановой смолы, причем хлорид кальция и указанный биополимер взяты в массовом соотношении 10:1 соответственно. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к ингибитору асфальтосмолопарафиновых отложений. Ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений, полученный с использованием алкилакрилатного сополимера и ароматического растворителя, получен взаимодействием в толуоле сополимера, имеющего мол. массу 6000-8000, смеси алкилакрилатов, содержащих, мас. : алкилакрилат С16 - 65, алкилакрилат C18 - 25, алкилакрилат С20 - 10, с акрилатом додециламина, и сульфата додециламина при нагреве с перемешиванием до 80°С, введении 8,8-16,6 раствора инициатора азобисизобутиронитрила в толуоле, выдержке в течение 5 час при 90-100°С при следующем соотношении компонентов, мас. : сополимер указанной смеси алкилакрилатов с акрилатом додециламина 45-47, сульфат додециламина 2-3, толуол остальное. Технический результат - повышение эффективности предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в парафинистых, высокопарафинистых нефтях и газоконденсатах. 4 пр., 1 табл.

Наверх