Состав для удаления отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта



Состав для удаления отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта
Состав для удаления отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта
Состав для удаления отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта

 


Владельцы патента RU 2552434:

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления отложений солей и асфальтосмолопарафиновых веществ (АСП) из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта в условиях пониженных температур (до минус 2°C). Состав для удаления отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта, включающий водный раствор А, содержащий соль аммония, поверхностно-активное вещество - ПАВ и инициатор реакции, и водный раствор Б - раствор нитрита натрия при соотношении указанных растворов 1:1 по объему, отличается тем, что раствор А содержит в качестве соли аммония нитрат аммония, в качестве инициатора реакции - нетрол, в качестве ПАВ - неонол при следующем соотношении компонентов, мас. %: нитрат аммония 10-40, нетрол 1-5, неонол 0,01-0,5, вода остальное, раствор Б дополнительно содержит трилон Б при следующем соотношении компонентов, мас. %: нитрит натрия 15-30, трилон Б 3-5, вода остальное. Технический результат - повышение эффективности удаления и разрушения как неорганических, так и органических отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта, в том числе при низких температурах (до минус 2°C. 2 табл., 9 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления отложений солей и асфальтосмолопарафиновых веществ (АСП) из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта в условиях пониженных температур (до минус 2°С).

Процессы добычи нефти часто сопровождаются отложением твердых солевых осадков. Главный источник выделения солей - вода, добываемая совместно с нефтью. Осадки содержат как минеральную, так и органическую составляющую. Минеральная составляющая может быть представлена карбонатными, сульфатными, хлоридными солями. Сульфат кальция - один из наиболее распространенных типов солеотложения. В высокомолекулярной органической составляющей солевых осадков могут присутствовать асфальтены, смолы, тугоплавкие парафины и другие вещества.

Известен состав для удаления отложений сульфатов щелочноземельных металлов с поверхности подземных скважин, содержащие полиаминкарбоновую кислоту или ее соль (Патент РФ 2110489, C02F 5/08). Известен способ обработки призабойной зоны пласта путем закачки в него растворителя породы, в качестве которого применяют раствор динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты (Авт. свид. СССР №582380). Недостатком этих составов является то, что при пониженных температурах растворяющая способность этих составов по отношению к отложениям солей невысока. Для увеличения скорости взаимодействия с отложениями солей и разрушения отложений АСП необходимо повысить температуру реакционной среды за счет подвода дополнительного тепла и введения в состав композиции ПАВ.

Известен состав для удаления асфальтенов, смол и парафинов из нефтепромыслового оборудования, содержащий водные растворы хлорида аммония, ПАВ и нитрита натрия (патент РФ №2146725). При контакте слабокислого раствора хлорида аммония и водного раствора нитрита натрия они вступают во взаимодействие с образованием хлорида натрия, воды и азота. Реакция протекает в течение некоторого промежутка времени и сопровождается выделением тепла. Разрушение АСП интенсифицируется при повышении температуры. Состав для удаления асфальтенов, смол и парафинов из промыслового оборудования по данному патенту наиболее близок по технической сути к решению задачи удаления отложений из скважин и призабойной зоны пласта при пониженных температурах. Композиция состоит из двух растворов: А - 2

раствор хлорида аммония (от 10 до 35 мас. %), хлорида алюминия, выполняющего роль инициатора реакции (от 1 до 10 мас. %), ПАВ (от 0.01 до 0.5 мас. %), и Б - раствор нитрита натрия (от 15 до 40 мас. %). Недостатком этого состава является то, что он малоэффективен в качестве растворителя неорганической составляющей солеотложений.

Данный состав взят за прототип.

Задача изобретения - создание состава, который эффективен для удаления как неорганических, так и органических отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта в условиях пониженных температур (до минус 2°C).

Технический результат заключается в увеличении эффективности удаления и разрушения как неорганических, так и органических отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта.

Состав включает в себя 2 раствора: водный раствор А, содержащий соль аммония, поверхностно-активное вещество - ПАВ, и инициатор реакции и водный раствор Б - раствор нитрита натрия при соотношении указанных растворов 1:1 по объему. Раствор А содержит в качестве соли аммония нитрат аммония, в качестве инициатора реакции - нетрол, в качестве ПАВ - неонол при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Нитрат аммония - 10-40

Нетрол - 1-5

Неонол - 0.01-0.5

Вода - остальное

Раствор Б дополнительно содержит трилон Б при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Нитрит натрия - 15-30

Трилон Б - 3-5

Вода - остальное

В качестве ПАВ использовали неонол АФ 9-12 - оксиэтилированный изононилфенол на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 12 и R=9, ТУ 2483-077-05766801-98, производства РФ. Общая формула оксиэтилированных алкилфенолов RArO(CH2CH2O)nH, где Аг - бензольное кольцо, R - длинный углеводородный радикал (обычно C9-C18), n - среднее число оксиэтильных групп в молекуле ПАВ (степень оксиэтилирования).

В качестве инициатора реакции использовали нетрол. Кислотное средство «Нетрол» выпускается по ТУ 27081564.042-98 ФНПЦ «Алтай» АО «Алтехнохим». Нетрол содержит смесь азотной кислоты с мочевиной в молярном соотношении 1:1, воду и стабилизирующую влагосодержание добавку.

Используя состав для удаления отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта можно удалить значительные отложения солей и АСП за счет сочетания теплового (экзотермическая реакция), химического (взаимодействие трилона Б с сульфатом кальция) и механического воздействия (осуществляется перемешивание за счет выделения газообразного азота). Состав в комплексе с трилоном Б может быть использован для растворения солеотложений в условиях пониженных температур. Состав может работать при температурах до минус 2°C.

Для определения эффективности состава при разных температурах определяют растворимость осадка (состав модели осадка, содержащего, в основном, соли сульфатов и АСП, приведен в таблице 1). Для этого в две пробирки помещают равные объемы растворов А и Б, в третью - навеску осадка (0.5 г), выдерживают при заданной температуре в течение 30 минут. Затем сливают растворы А и Б в пробирку с осадком и измеряют температуру реакционной смеси в зависимости от времени в течение двух часов. Для определения растворимости осадка по изменению веса отфильтровывают раствор от осадка, осадок промывают дистиллированной водой, высушивают при температуре 105-110°C и взвешивают.

Приводим конкретные примеры.

Пример 1. Для приготовления 10 см3 (10.80 г) раствора А берут 1.08 г (10 мас. %) нитрата аммония, 0.11 г (1 мас. %) нетрола, 0,001 г (0.01 мас. %) неонола АФ 9-12, 9.61 г (88.99 мас. %) воды. Для приготовления 10 см3 (11.2 г) раствора Б берут 1.68 г (15 мас. %) нитрита натрия, 0.34 г (3 мас. %) трилона Б, 9.18 г (82 мас. %) воды. Реакцию проводят при температуре 0°C. Максимальное повышение температуры реакционной смеси до 5°C наблюдаем через 48 минут, растворимость осадка - 3%.

Пример 2. Для приготовления 10 см3 (11.80 г) раствора А берут 1.18 г (10 мас. %) нитрата аммония, 0.59 г (5 мас. %) нетрола, 0,06 г (0.5 мас. %) неонола АФ 9-12, 9.97 г (84.5 мас. %) воды. Для приготовления 10 см3 (12.2 г) раствора Б берут 1.83 г (15 мас. %) нитрита натрия, 0.61 г (5 мас. %) трилона Б, 9.76 г (80 мас. %) воды. Реакцию проводят при температуре 0°C. Максимальное повышение температуры реакционной смеси до 30°C наблюдаем через 15 минут, растворимость осадка - 28%.

Пример 3. Для приготовления 10 см3 (13.30 г) раствора А берут 5.32 г (40 мас. %) нитрата аммония, 0.13 г (1 мас. %) нетрола, 0,07 г (0.5 мас. %) неонола АФ 9-12, 7.78 г (58.5 мас. %) воды. Для приготовления 10 см3 (12.40 г) раствора Б берут 3.72 г (30 мас. %) нитрита натрия, 0.62 г (5 мас. %) трилона Б, 8.06 г (65 мас. %) воды. Реакцию проводят при температуре 0°C. Максимальное повышение температуры реакционной смеси до 10°C наблюдаем через 30 минут, растворимость осадка - 8%.

Пример 4. Для приготовления 10 см3 (14.30 г) раствора А берут 5.72 г (40 мас. %) нитрата аммония, 0.72 г (5 мас. %) нетрола, 0,07 г (0.5 мас. %) неонола АФ 9-12, 7,79 г (54.5 мас. %) воды. Для приготовления 10 см3 (11.40 г) раствора Б берут 3.42 г (30 мас. %) нитрита натрия, 0.34 г (3 мас. %) трилона Б, 7.64 г (67 мас. %) воды. Реакцию проводят при температуре 0°C. Максимальное повышение температуры реакционной смеси до 65°C наблюдаем через 10 минут, растворимость осадка - 38%.

Пример 5. Для приготовления 10 см3 (14.30 г) раствора А берут 5.72 г (40 мас. %) нитрата аммония, 0.72 г (5 мас. %) нетрола, 0,07 г (0.5 мас. %) неонола АФ 9-12, 7.79 г (54.5 мас. %) воды. Для приготовления 10 см3 (12.40 г) раствора Б берут 3.72 г (30 мас. %) нитрита натрия, 0.62 г (5 мас. %) трилона Б, 8.06 г (65 мас. %) воды. Реакцию проводят при температуре 0°C. Максимальное повышение температуры реакционной смеси до 69°C наблюдаем через 8 минут, растворимость осадка - 51%.

Пример 6. Для приготовления 20 см3 (28.60 г) раствора А берут 11.44 г (40 мас. %) нитрата аммония, 1.44 г (5 мас. %) нетрола, 0,14 г (0.5 мас. %) неонола АФ 9-12, 15.58 г (54.5 мас. %) воды. Для приготовления 20 см3 (24.80 г) раствора Б берут 7.44 г (30 мас. %) нитрита натрия, 1.24 г (5 мас. %) трилона Б, 16.12 г (65 мас. %) воды. Реакцию проводят при температуре минус 2°C. Максимальное повышение температуры реакционной смеси до 64°C наблюдаем через 15 минут, растворимость осадка - 43%.

Пример 7. Для приготовления 10 см3 (14.30 г) раствора А берут 5.72 г (40 мас. %) нитрата аммония, 0.72 г (5 мас. %) нетрола, 0.07 г (0.5 мас. %) неонола АФ 9-12, 7.79 г (54.5 мас. %) воды. Для приготовления 10 см3 (11.40 г) раствора Б берут 3.42 г (30 мас. %) нитрита натрия, 0.34 г (3 мас. %) трилона Б, 7.64 г (67 мас. %) воды. Реакцию проводят при температуре 20°C. Максимальное повышение температуры реакционной смеси до 73°C наблюдаем через 5 минут, растворимость осадка - 58%.

Пример 8. Для приготовления 20 см3 (28.60 г) раствора А берут 11.44 г (40 мас. %) нитрата аммония, 1.44 г (5 мас. %) нетрола, 0,14 г (0.5 мас. %) неонола АФ 9-12, 15.58 г (54.5 мас. %) воды. Для приготовления 20 см3 (24.80 г) раствора Б берут 7.44 г (30 мас. %) нитрита натрия, 1.24 г (5 мас. %) трилона Б, 16.12 г (65 мас. %) воды. Реакцию проводят при температуре 20°C. Максимальное повышение температуры реакционной смеси до 93°C наблюдаем через 2 минуты, растворимость осадка - 88%.

Пример 9. Для приготовления 30 см3 (42.90 г) раствора А берут 17.16 г (40 мас. %) нитрата аммония, 2.16 г (5 мас. %) нетрола, 0,21 г (0.5 мас. %) неонола АФ 9-12, 23.37 г (54.5 мас. %) воды. Для приготовления 30 см3 (37.20 г) раствора Б берут 11.16 г (30 мас. %) нитрита натрия, 1.86 г (5 мас. %) трилона Б, 24.18 г (65 мас. %) воды. Реакцию проводят при температуре 20°C. Максимальное повышение температуры реакционной смеси до 93°C наблюдаем через 2 минуты, растворимость осадка - 98%.

Таким образом, предлагаемый состав по сравнению с прототипом является более эффективным и универсальным: удаляет и разрушает отложения как АСП, так и неорганических солей в широком температурном интервале, вплоть до минус 2°C.

8

9

Состав для удаления отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта, включающий водный раствор А, содержащий соль аммония, поверхностно-активное вещество - ПАВ и инициатор реакции, и водный раствор Б - раствор нитрита натрия при соотношении указанных растворов 1:1 по объему, отличающийся тем, что раствор А содержит в качестве соли аммония нитрат аммония, в качестве инициатора реакции - нетрол, в качестве ПАВ - неонол при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Нитрат аммония 10-40
Нетрол 1-5
Неонол 0,01-0,5
Вода остальное,
раствор Б дополнительно содержит трилон Б при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Нитрит натрия 15-30
Трилон Б 3-5
Вода остальное.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, в частности к тампонажным растворам, используемым для крепления слабосцементированных рыхлых пород и цементирования обсадных колонн нефтегазовых, геотермальных и специальных скважин, а также для восстановления призабойной зоны пласта при капитальном ремонте скважин.

Изобретение относится к способам текущего ремонта подземных скважин. Способ включает нагнетание суспензии частиц кремнезема, которая сама по себе не имеет цементирующих свойств, в полости в поврежденной цементной оболочке или рядом с нею.
Изобретение относится к области сельского и городского хозяйств. В способе осуществляют механическое удаление верхнего травянистого слоя газона с органическим материалом до песка, вносят в оставшийся субстрат с корневой системой и органическим материалом 10% раствор перекиси водорода путем 4-этапного полива дождеванием.
Изобретение относится к области сельского и городского хозяйств. Способ включает обработку верхнего слоя субстрата открытых спортивных площадок водным раствором реагента.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение надежности бурения скважин в глинистых породах, особенно в многолетнемерзлых породах в условиях аномально-низких пластовых давлений, за счет высоких ингибирующих свойств бурового раствора и невысокого пенообразования.

Изобретение относится к семействам ингибиторов солевых отложений и их применению в интенсификации притока из нефтяного месторождения. Способ обеспечения ингибирования образования солевых отложений в нефтяном месторождении, включающий стадии: a) введения по меньшей мере двух входящих потоков жидкости по меньшей мере в две продуктивные зоны нефтедобывающей скважины, соединенной с нефтяным месторождением, или по меньшей мере в две различные нефтедобывающие скважины, из которых по меньшей мере два выходящих потока из двух зон или скважин объединяют перед извлечением с ингибитором солевых отложений, содержащим детектируемые группировки, вводимым в нефтяное месторождение(я) и/или в жидкость, причем применяют два различных ингибитора солевых отложений, каждый из которых предназначен для каждой из двух зон или скважин, указанные е ингибиторы содержат различные детектируемые группировки по их максимумам поглощения, которые различают аналитическим способом на поглощение; b) вытеснения нефти, c) извлечения выходящего потока жидкости, содержащей нефть, d) измерения количеств различных ингибиторов в извлеченном потоке жидкости аналитическим способом на поглощение или жидкости, полученной из него, и e) необязательно решения проблемы образования солевых отложений, которая возникает в зоне или скважине, для которой предназначен ингибитор солевых отложений, если количество ингибитора солевых отложений меньше указанной величины, где один из двух ингибиторов представляет собой указанный полимер и другой ингибитор представляет собой другой указанный полимер.

Изобретение относится к вариантам способа исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта, чтобы задержать прорыв рабочей жидкости из нагнетательной скважины, имеющей первое значение давления забоя, через зону, которая простирается к эксплуатационной скважине, имеющей второе значение давления забоя, при этом разница между первым значением давления забоя и вторым значением давления забоя определяется как ΔPbh, причем зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола, образованные за счет добычи углеводородов из эксплуатационной скважины, и позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной посредством указанной зоны, такую что ΔPbh уменьшается по меньшей мере на 50 фунт/кв.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах, а также тампонирования промытых зон в нагнетательных скважинах.

Настоящее изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин. В способе устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающем приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900÷1000°C с удельной поверхностью 300÷400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс.%: бездобавочный портландцемент 85-75, каолиновая глина 10-18, сульфат алюминия 4,7-6,1, борная кислота 0,2-0,5, воздухововлекающая добавка Аэропласт 0,1-0,4, жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63÷0,65 м3/т и 0,40÷0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не более 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не более 1950 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения, интенсивностью и продолжительностью перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°C в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.

Группа изобретений относится к нефтепромысловым применениям, в частности к способам для устранения поглощения бурового раствора в забое скважины, в подземном резервуаре.

Изобретение относится к технологии нефте-, газодобычи, в частности к получению полимерного проппанта в виде расклинивающих микросфер, применяемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. В способе используют полимерную матрицу на основе метатезис-радикально сшитой смеси олигоциклопентадиенов. Полимерная матрица содержит компоненты, масс. %: полимерный стабилизатор - 0,1-3,0, радикальный инициатор- 0,1-4,0, рутениевый катализатор метатезисной полимеризации дициклопентадиена - 0,001-0,02, смесь олигоциклопентадиенов - остальное. После перемешивания при 0-35°C в течение 1-40 мин смесь вводят в виде ламинарного потока в водный раствор загустителя. Загуститель содержит поверхностно-активные вещества, имеет вязкость 5-500 сП и температуру 5-50°C. Образовавшиеся микросферы отделяют, нагревают в среде инертной жидкости до 150-340°C и выдерживают в течение 1-360 мин. В качестве инертной жидкости используют термостойкое силиконовое масло или синтетическое минеральное масло. Изобретение обеспечивает высокий выход микросфер с размером целевой фракции 0,3-1,5 масс % и снижение набухания в нефти. 4 з.п. ф-лы, 32 пр.

Изобретение относится к составу изоляционного материала. Изоляционный состав для борьбы с интенсивными поглощениями в интервалах трещиноватых горных пород, включающий цементный пеноматериал ЦПМ марок А, Б, В и Г, воду и ускоритель схватывания, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит пластификатор и стабилизатор пены, при этом в качестве ускорителя схватывания он содержит смесь хлорида калия и карбоната натрия в массовом соотношении 1:1 соответственно, в качестве стабилизатора пены - смесь низкомолекулярной гидроксиэтилцеллюлозы и оксиэтилированного нонилфенола с 9 атомами углерода в алкильном радикале и 12 молями окиси этилена, присоединенной к молю алкилфенола, в массовом соотношении 0,4:1 соответственно, а в качестве пластификатора - высокомолекулярное анионное поверхностно-активное вещество поликарбоксилат натриевый при следующем соотношении компонентов, мас.ч: ЦПМ - 100,0; указанный ускоритель схватывания - 8,0-12,0; указанный стабилизатор пены - 0,5-0,7; указанный пластификатор - 0,5-0,9; вода - 50,0-60,0. Технический результат - повышение изолирующих свойств при ликвидации поглощений за счет сокращения сроков схватывания, увеличения прочности и адгезионных свойств, увеличения устойчивости к размыву. 2 табл.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным материалам для цементирования хвостовиков в горизонтальных нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, а также скважинах с малыми кольцевыми зазорами, осложненных большим газовым фактором или аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) при забойных температурах от 20 до 100°C. Технический результат заключается в повышении адгезионных, прочностных показателей, снижении фильтратоотдачи и динамического напряжения сдвига, а также улучшении показателей водо- и газоблокирующих свойств тампонажного материала и сформированного цементного камня при забойных температурах от 20 до 100°C. Сущность: тампонажный материал содержит портландцемент, микродисперсную и расширяющую добавки, понизитель фильтрации, ускоритель сроков схватывания и воду, при этом в качестве микродисперсных и расширяющих добавок состав содержит микродисперсный цементный комплекс МДЦК, состоящий из: микроцемента, или микрокремнезема, или метакаолина и гидросульфоалюмината кальция в массовом соотношении 2:1 соответственно; в качестве понизителя фильтрации - водосвязывающий комплекс ВКЦ, состоящий из сополимера винилацетата и этилена с содержанием винилацетатных групп 18-20%, оксиэтилцеллюлозы и модифицированного кремнеорганического реагента, взятых в массовом соотношении 10:1:0,5 соответственно; а в качестве ускорителя сроков схватывания состав содержит хлорид кальция или хлорид натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: портландцемент 75-95; МДЦК 5-25; ВКЦ 2,0-3,5; указанный ускоритель схватывания 0,1-3,0; вода 47-60. 2 табл.

Изобретение относится к жидкостям для гидроразрыва подземных пластов при добыче нефти и газа. Способ применения жидкости для гидроразрыва при формировании разрывов подземных пластов, включающий замедление расщепления полимера в жидкости для гидроразрыва при температуре от 125 до 400°F, когда жидкость для гидроразрыва содержит разжижитель, путем комбинирования по меньшей мере одного акцептора радикалов с жидкостью для гидроразрыва. Смесь для применения в жидкости для гидроразрыва содержит акцептор радикалов и разжижитель. Способ гидроразрыва подземного пласта включает обеспечение жидкости для гидроразрыва, содержащей расклинивающее средство, полимер и разжижитель, добавление акцептора радикалов, поставку жидкости к необходимому месторасположению в подземном пласте для формирования по меньшей мере одного гидроразрыва, позволение разжижителю расщепить полимер и снизить вязкость жидкости для гидроразрыва в определенное время или при определенной температуре. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности контроля вязкости. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 1 ил. 1 пр.

Группа изобретений относится к ингибированию гидратации глин при операциях бурения и строительстве скважин. Технический результат - эффективное ингибирование гидратации глин, стабильность ингибитора при температуре окружающей среды, расширение сырьевой базы за счет отходов. Способ ингибирования гидратации глин при операциях бурения, включающий в себя применение бурового раствора на водной основе, содержащего от приблизительно 0,02 до приблизительно 5% по массе бис-гексаметилентриамина, солей бис-гексаметилентриамина или их смесей в качестве ингибитора гидратации. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, а также может быть использована для ликвидации зон поглощений при ремонте добывающих и нагнетательных скважин. Сухая смесь содержит сополимер акриламида и акриловой кислоты - 71,4-83,3 мас.%, параформ - 10,0-17,8 мас.% и резорцин - 6,3-11,4 мас.% или сополимер акриламида и акриловой кислоты - 69,5-82,5 мас.%, параформ - 9,5-17,7 мас.%, резорцин - 6,1-10,6 мас.% и аэросил - 0,9-3,0 мас.%. Гелеобразующий состав готовят при помощи растворения любой из указанных смесей в воде. Причем гелеобразующий состав без аэросила может быть получен также внесением параформа в воду сразу после сополимера акриламида и акриловой кислоты, а резорцина - после полного растворения сополимера акриламида и акриловой кислоты. Получаемый гелеобразующий состав содержит сополимер акриламида и акриловой кислоты - 0,17-0,80 мас.%, параформ - 0,03-0,20 мас.%, резорцин - 0,02-0,12 мас.%, вода - остальное или сополимер акриламида и акриловой кислоты - 0,17-0,80 мас.%, параформ - 0,03-0,20 мас.%, резорцин - 0,02-0,12 мас.%, аэросил - 0,01-0,03 мас.%, вода - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности и технологичности гелеобразующего состава за счет обеспечения растворимости в воде используемой для его приготовлении сухой смеси, упрощения приготовления состава, при высокой механической и термической стойкости. 3 н.п. ф-лы, 3 табл., 5 ил., 8 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности для обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов, а также может быть применимо в буровых растворах, в растворах для заканчивания скважин, в жидкостях для ремонта скважин. Технический результат - выравнивание профиля приемистости нагнетательных или притока добывающих скважин в неоднородных по проницаемости карбонатных пластах, создание новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта, восстановление коллекторских свойств призабойной зоны за счет ее очистки от кольматирующих твердых частиц, повышение термостабильности закачиваемой кислотной композиции. Кислотная композиция для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора содержит, мас.%: неорганическую или органическую кислоту, или их смеси 9,0-24,0; цвиттерионное поверхностно-активное вещество - алкилбетаин 1,0-10,0; гидрофобно-модифицированный уретановый полимер 0,05-3,0, воду остальное. Кислотная композиция дополнительно может содержать анионное поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-3,0 мас.%. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 16 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта, а также к способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, к способам для обработки пласта, к способам для регулирования разработки нефтяных месторождений, и может использоваться для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и создания заколонного фильтра, для ликвидации заколонных газопроявлений, межколонных давлений и межпластовых перетоков в заколонном пространстве скважины. Способ изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта включает закачку смеси кремнийсодержащего вещества с высокодисперсным гидрофобным материалом. Дополнительно закачивают щелочной сток производства капролактама ЩСПК. При этом в качестве кремнийсодержащего вещества используют кремнийорганические маслорастворимые и водорастворимые вещества или кремнийнеорганические вещества при следующем соотношении компонентов, мас.%: кремнийорганические маслорастворимые и водорастворимые вещества или кремнийнеорганические вещества 44,9-77,0; высокодисперсные гидрофобные материалы 0,1-3,0; щелочной сток производства капролактама 20,0-55,0. Техническим результатом является увеличение изоляции притока вод и крепления призабойной зоны, увеличение нефтевытесняющей способности закачиваемых композиций, обладающих пластичными свойствами в отличие от прототипа, необходимыми для более эффективной ликвидации проблемы пескопроявления, ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и создания заколонного фильтра. 6 з.п. ф-лы, 4 табл., 5 пр.

Изобретение относится к смазочным добавкам к буровым промывочным жидкостям на водной основе. Технический результат снижение трения промывочной жидкости в парах «металл-металл», «металл-фильтрационная корка», снижение скорости изнашивания бурильных и обсадных труб при бурении скважин с дальними и сверхдальними отходами. Смазочная добавка к буровым промывочным жидкостям, характеризующаяся тем, что приготовлена путем перемешивания полигликоля, флотореагента-оксаля, изопропилового спирта и таллового масла при температуре 50-60°C в течение 2 часов, добавления смеси метилового эфира жирных кислот и диэтаноламида кокосового масла, затем триэтаноламина, подъема температуры до 75-80°C и перемешивания в течение 2 часов, введения медного или медно-кальциевого стеарата и оксиэтилированного нонилфенола, перемешивания в течение часа и добавления нейтрализующего агента до рН не ниже 6,5 при следующем соотношении компонентов, мас. %: полигликоль 27,3, изопропиловый спирт 9,1, флотореагент-оксаль 24,3, талловое масло 24,3, медный или медно-кальциевый стеарат 3, триэтаноламин 4,5-5, метиловый эфир жирных кислот 1-1,5, диэтаноламид кокосового масла 1, оксиэтилированный нонилфенол 3-4,5, нейтрализующий агент 0,5-2. 2 табл., 2 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину. Способ изоляции зон водопритока в скважину включает последовательную закачку коагулянта - 25% раствора хлористого кальция, буферного слоя пресной воды и гивпана. Дополнительно в качестве наполнителя в гивпан вводят отход производства полиэтилентерефталата - ПЭТФ с малой степенью полимеризации из расчета 18-24 мас.%. Техническим результатом является снижение проницаемости кернов. 1 ил., 7 табл., 3 пр.
Наверх