Облегченный спиртово-солевой раствор для растепления газовых скважин в зоне многолетнемерзлых высокольдистых горных пород


 


Владельцы патента RU 2560739:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к растеплению ствола в процессе эксплуатации или ремонта газовых и газоконденсатных скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых высокольдистых горных пород. Технический результат - создание условий для растепления гидратно-ледяной пробки и выноса на дневную поверхность частиц разрушаемой гидратно-ледяной пробки. Облегченный спиртово-солевой раствор для растепления газовых скважин в зоне многолетнемерзлых высокольдистых горных пород содержит, мас. %: хлоркалий-электролит 8,0-10,0; неионогенное поверхностно-активное вещество 0,2-0,4; водометанольный раствор при соотношении метанол : вода 40:60 остальное. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к растеплению ствола в процессе эксплуатации или ремонта газовых и газоконденсатных скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых высокольдистых горных пород, связанного с наличием гидратно-ледяных пробок в стволе скважин, особенно в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Известны солевые растворы для растепления газовых скважин, включающие водные растворы хлорида кальция (CaCl2) [Патент РФ №2176724 С2, МПК7 Е21В 43/00, опубл. 2001] и хлоркалия-электролита (KCl-электролит) [Патент РФ №2254447, МПК7 Е21В 37/06, опубл. 20.05.2005].

Недостатками этих растворов является низкая эффективность разрушения гидратно-ледяной пробки и большая вероятность получения высоковязкой суспензии при взаимодействии хлорида кальция с буровым раствором, которая дополнительно перекроет ствол скважины.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является облегченный солевой раствор для растепления газовых скважин, включающий, масс. %: хлоркалий-электролит 8-10, неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ 0,2-0,5 и воду [RU 2319725 C1, С09К 8/524 (2006.01), опубл. 20.03.2008].

Недостатком является низкая эффективность разрушения гидратно-ледяной пробки из-за наличия низкотемпературных многолетнемерзлых и высокольдистых горных пород, окружающих скважину, и недостаточная выносящая способность частиц разрушаемой гидратно-ледяной пробки из-за достаточно высокой плотности раствора.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности растепления ствола скважины, расположенной в зоне многолетнемерзлых высокольдистых горных пород, и эффективности удаления разрушенной гидратно-ледяной пробки, особенно в условиях АНПД.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в создании условий для растепления гидратно-ледяной пробки в стволе скважины, раположенной в зоне многолетнемерзлых высокольдистых горных пород, и выноса на дневную поверхность частиц разрушаемой гидратно-ледяной пробки в условиях АНПД при низкой энергии пласта.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном солевом растворе для растепления газовых скважин, включающем водный раствор хлоркалия-электролита и неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), в отличие от прототипа он дополнительно содержит водометанольный раствор, при следующем соотношении компонентов, масс. %: хлоркалий-электролит 8,0-10,0; НПАВ 0,2-0,4; водометанольный раствор при объемном соотношении метанол : вода 40:60 - остальное.

В качестве НПАВ в условиях низкотемпературных высокольдистых ММП можно использовать дисолван, а при АНПД - образователь пены ОП-10.

Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый спиртово-солевой раствор для растепления газовых и газоконденсатных скважин отличается от известного тем, что он дополнительно содержит метиловый спирт (метанол), то есть затворение хлоркалия-электролита осуществляется в отличие от прототипа и аналогов водометанольным раствором при объемном соотношении метанол : вода 40:60, а не водой. Помимо этого, в качестве облегчающей добавки используется НПАВ как дисолван, так и ОП-10, обладающий повышенным выталкивающим усилием за счет более мощной пенной составляющей.

В предлагаемом изобретении состав компонентов позволяет получить облегченный спиртово-солевой раствор с удовлетворительными технологическими параметрами для проведения работ по растеплению и выносу разрушенной гидратно-ледяной пробки из ствола газовых и газоконденсатных скважин, расположенных в многолетнемерзлых высокольдистых низкотемпературных горных породах в условиях АНПД при низкой энергии пласта.

Затворение хлоркалия-электролита водометанольным раствором (BMP) в водосмесевом соотношении метанола и технической воды, равном 40:60, позволяет повысить эффективность разрушения достаточно прочных гидратно-ледяных пробок за счет введения метилового спирта. Метанол по своей молекулярной структуре способен более тесно внедряться между твердыми частицами - кристалликами льда - и разрушать гидратноледяную пробку изнутри. Увеличение водосмесительного соотношения BMP менее 0,6 снижает эффект разрушения гидратно-ледяной пробки, а более 0,6 концентрация метанола становится опасной в применении даже с учетом средств защиты. Метанол выпускается по ГОСТ 2222-95 (Метанол технический), относится к 3 группе опасности по газу и к 4 группе по жидкости (например, класс опасности наиболее распространенных при АНПД видов ремонта скважин - водоизоляционных работ - относится также к 4 группе опасности).

Введение в раствор дополнительного компонента, поверхностно-активного вещества (ПАВ), например, вместо дисолвана, такого же НПАВ - ОП-10 позволяет получить более мощную пенную систему, а значит, более сильную выносящую способность, облегчающую вынос не только частей разрушающейся гидратно-ледяной пробки, но и облегчает проведение циркуляции раствора в стволе скважины при наличии в нем значительного количества твердой фазы хлоркалия-электролита.

Таким образом, заявляемый состав придает солевому раствору новые качества, что позволяет сделать вывод об изобретательском уровне.

Результаты лабораторных исследований сведены в таблицу.

Анализ технологических параметров исследуемых растворов показал, что наиболее оптимальным составом для растепления газовых скважин в зоне многолетнемерзлых высокольдистых горных пород является состав №4 с условной вязкостью 15,5 с, мгновенной фильтрацией, кислотностью 7,9 и температурой замерзания 15°C. Возможно применение раствора №5 с более низкой плотностью за счет использования в растворе вместо дисолвана образователя пены ОП-10, но с несколько более высокой температурой замерзания - минус 14°C.

Облегченный спиртово-солевой раствор в лабораторных условиях готовился следующим образом: сначала готовится BMP в водосмесевом соотношении 40:60; далее засыпают в подогретый до температуры плюс 20°C BMP необходимое количество KCl-электролита, перемешивая концентрат на лабораторной мешалке до полного растворения соли.

Затем в водоспиртосолевой раствор добавляется требуемый объем сухого дисолвана и полученная смесь перемешивается на лабораторной мешалке до его полного растворения.

Технологические параметры раствора замеряют на стандартных приборах, в том числе на ротационном вискозиметре «OFITE- 800».

Введение в водосолевой раствор KCl-электролита водометанольной составляющей способствует увеличению эффективности разрушения газогидратных пробок, еще более эффективна она в гидратно-ледяных пробках.

Метанол по своей молекулярной структуре способен более тесно внедриться между твердыми частицами ледяных частиц и разрушить гидратно-ледяную пробку изнутри. Увеличение водосмесительного соотношения BMP менее 0,6 снижает эффект разрушения газогидратно-ледяной пробки, а более 0,6 концентрация метанола становится опасной в применении даже с учетом средств защиты.

Метанол выпускается по ГОСТ 2222-95 (Метанол технический), относится к 3 группе опасности по газу и к 4 группе по жидкости (класс опасности ВИР - 4 группа).

Метанол представляет собой бесцветную прозрачную жидкость без нерастворимых примесей. Плотность при 20°C составляет 791-792 кг/м3. Смешивается с водой без следов помутнения и опалесценции. Метанол - особо опасная легковоспламеняющая жидкость, температура вспышки - 6°C, температура воспламенения - 13°C. Чистый метанол по степени воздействия на организм человека относится к умеренно опасным веществам (3-й класс опасности) по ГОСТ 12.1.005. Предельно-допустимая концентрация (ПДК) в воздухе рабочей среды - 5 мг/м3.

При снижении концентрации дисолвана менее 0,1 масс. % условная вязкость и температура замерзания облегченного спиртово-солевого раствора снижаются также незначительно, а при содержании более 0,5 масс. % - резко снижается.

Облегченный спиртово-солевой раствор на основе хлоркалий-электролита и дисолвана лучше разрушает гидратно-ледяную пробку по сравнению с аналогичными растворами, такими как растворы CaCl2, KCl и даже KCl-электролит. Он обеспечивает за счет наличия в растворе дисолвана и метанола вынос разрушенных частиц газогидратной и гидратно-ледяной пробки из скважины. За счет присутствия NaCl и MgC12 он не создает высоковязкую суспензию, тем самым облегчает циркуляцию и вынос твердых частиц из скважины.

Использование вместо пожароопасного дисолвана другого НПАВ - образователя пены ОП-10, применяемого при тушении пожаров, помимо снижения класса опасности способствует получению более устойчивой пены, которая значительно снижает плотность раствора и повышает выталкивающее усилие раствора на твердые частицы гидратно-ледяной пробки.

Приготовление предложенного облегченного спиртово-солевого раствора несложно даже на скважине, а значит, он технологичен, но тем не менее требует к себе безопасного и осторожного обращения.

Приготовление облегченного спиртово-солевого раствора на скважине заключается в следующем:

- в чанок насосной установки, например ЦА-320, необходимо залить расчетное количество BMP с концентрацией воды 0,6 (60 об %), при необходимости подогретой до плюс 30-40°C;

- в чанок с BMP необходимо засыпать расчетное количество, приведенное в таблице, сухого хлоркалия-электролита, после этого смесь следует перемешать до полного растворения соли;

- в чанок с водно-солевым раствором необходимо засыпать расчетное количество ПАВ, например дисолвана или ОП-10, приведенное в таблице, после этого смесь следует перемешать до полного растворения полимера;

- нагревают приготовленный раствор до температуры плюс 60°C с помощью передвижной пароподогревательной установки, например ППУ-ЗМ.

Хлоркалий-электролит поставляется на скважины в готовом, сухом, виде. Хлоркалий-электролит выпускается по ТУ 1714-453-05785388-99 и представляет собой гранулы серого цвета с размером частиц от 3 до 5 мм. Хлоркалий-электролит является побочным продуктом при производстве магния электролизом из карналита, используется в качестве флюсов в металлургическом производстве, а также в сельском хозяйстве для внесения в почву при выращивании сельскохозяйственных культур. Состав товарного продукта хлоркалия-электролита, мас. %: хлорида калия (KCl) не менее 68 (в пересчете на оксид калия К2O не менее 43); хлорида магния (MgCl2) не менее 4-9 (в пересчете на оксид магния MgO не менее 1,7-3,8); хлорида натрия (NaCl) не менее 12-24 (в пересчете на оксид натрия Na2O не менее 6-13); хлорида кальция (CaCl2) не менее 0,7-1,4 (в пересчете на оксид кальция СаО не менее 0,4-0,7); воды не более 4. Он не смерзается, токсичных соединений в воздушной среде не образует, не горюч, пожаровзрывобезопасен, гигроскопичен. По степени воздействия на организм относится к 3 классу опасности. Сертификат об использовании данного продукта в нефтяной и газовой отраслях промышленности: 153.39 RU. 245860.00.560.10.03 от 08.10.2003 г.

Перемешивание следует проводить с помощью гидропистолета и насосной установкой, например ЦА-320, круговой циркуляцией («на себя») в течение 30 минут до получения раствора, требуемого состава и свойств, приведенных в таблице, достаточных для выноса на поверхность разрушенной гидратно-ледяной пробки и твердых частиц самого раствора.

В скважину, в которой имеется гидратно-ледяная пробка, закачивают горячий (до плюс 60°C) облегченный спиртово-солевой раствор на основе хлоркалия-электролита и НПАВ, затворенный на BMP, и промывают им ствол скважины созданием циркуляции в кольцевом пространстве между промывочными и лифтовыми трубами, разрушая гидратно-ледяную пробку и вымывая разрушенные части пробки на поверхность.

Технологический раствор на основе хлоркалия-электролита с НПАВ, например с дисолваном или ОП-10, более эффективно разрушает гидратно-ледяную пробку, нежели аналогичные растворы, например, раствор хлористого кальция. Он не создает высоковязкую суспензию, дополнительную перекрывающую ствол скважины. Обеспечивает вынос разрушенных частиц гидратно-ледяной пробки на дневную поверхность и облегчает циркуляцию технологического раствора за счет создания более мощного выталкивающего усилия, выносящего твердые частицы солевого раствора на дневную поверхность.

После разрушения гидратно-ледяной пробки и растепления ствола скважины скважину осваивают и пускают в эксплуатацию.

Предлагаемый облегченный спиртово-солевой раствор для растепления газовых скважин в зоне многолетнемерзлых высокольдистых горных пород достаточно простой в приготовлении на скважине, технологичен. Предлагаемые материалы являются доступными, выпускаются отечественной промышленностью в достаточном количестве.

7

1. Облегченный спиртово-солевой раствор для растепления газовых скважин в зоне многолетнемерзлых высокольдистых горных пород, включающий водный раствор хлоркалия-электролита и неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ, отличающийся тем, что он дополнительно содержит водометанольный раствор при соотношении метанол : вода 40:60, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

хлоркалий-электролит 8,0-10,0
НПАВ 0,2-0,4
указанный водометанольный раствор остальное

2. Облегченный спиртово-солевой раствор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве НПАВ содержит дисолван.

3. Облегченный спиртово-солевой раствор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве НПАВ содержит образователь пены ОП-10.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ограничений водогазопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах от 56 до 120°C.

Изобретение относится к повышению нефтеотдачи пласта. Способ микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта по четырем его вариантам включает обработку воды, предназначенной для закачки в нефтеносный пласт, для реализации микробиологической активности и добавление кислорода, способствующего микробиологического активности.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение раскрывает гидрофобный проппант и способ его получения. Гидрофобный проппант, характеризующийся тем, что включает агрегированные частицы и смолу покрытия, отвержденную на поверхности агрегированных частиц, смола покрытия содержит гидрофобную смолу и наночастицы, которые равномерно распределены в гидрофобной смоле, наночастицы составляют 5-60% относительно массы смолы покрытия, а отношение агрегированных частиц к смоле покрытия по массе составляет 60-95:3-30 и проппант имеет угол смачивания θ в диапазоне 120°≤θ≤180°.

Изобретение относится к композициям для повышения вязкости водных сред. Композиция содержит смесь по меньшей мере одного катионного или поддающегося катионизации полимера и по меньшей мере одного анионного или поддающегося анионизации полимера.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности очистки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к производству проппантов для гидроразрыва пласта. В способе получения проппанта, используемого при добыче нефти и газа, из измельченного алюмосиликатного сырья и связующего, включающем предварительный обжиг алюмосиликатного сырья, его помол и гранулирование при введении связующего в смеситель-гранулятор, сушку полученных гранул, их рассев и обжиг, охлаждение обожженных гранул и рассев их на товарные фракции, алюмосиликатное сырье измельчают до среднего размера 3-5 мкм, подвергают его сепарации с выделением фракции менее 1,0 мкм, при этом используют фракцию более 1,0 мкм для грануляции, а фракцию менее 1,0 мкм - для получения связующего смешением с 3%-ным водным раствором органического связующего карбоксиметилцеллюлозы, или метилцеллюлозы, или лигносульфонатов технических.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для изоляции водопритоков в нефтяные и газодобывающие скважины, а также может быть использовано для регулирования профилей приемистости в нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобыче, точнее к способам увеличения дебита нефти в добывающих скважинах. В способе повышения добычи нефти, включающем закачку через добывающую скважину в пласт водной суспензии полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением, суспензию получают смешением 1 вес.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение скорости растворения и удаления солевых отложений, предотвращение образования труднорастворимых эмульсий в пласте, уменьшение коррозии подземного оборудования. Состав для кислотной обработки призабойной зоны содержит, мас. ч.: водный раствор кислот 100; смесь четвертичных органических аммониевых соединений и поверхностно-активных веществ 0,2-1,5; раствор неионогенного полигликоля в растворителе 0,2-0,5; композицию, включающую 2-гидроксиэтан-1-тиол и 25%-ный раствор аммиака, 0,1-0,6. Водный раствор кислот по первому варианту содержит, мас. %: соляную кислоту 23-28; фтористоводородную кислоту 3-5; оксиэтилендифосфоновую кислоту 0,5-0,7; воду остальное. Водный раствор кислот по второму варианту содержит, мас. %: синтетическую соляную кислоту 12-32; оксиэтилендифосфоновую кислоту 0,5-0,7; воду остальное. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 2 пр.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к утяжеленным буферным жидкостям, применяемым при цементировании обсадных колонн. Техническим результатом является снижение водоотдачи, повышение плотности, повышение седиментационной устойчивости, образование структуры, способной нести утяжелитель, и исключение коагуляции контактных зон между буровыми и тампонажными растворами в зоне аномально высоких пластовых давлений и температур. Утяжеленная буферная жидкость включает, мас.%: глинопорошок 1,92-2,38, стабилизатор - Натросол 250EXR - 0,1-0,15, утяжеляющую добавку - концентрат галенитовый КГ-2-52,54-68,48 и воду - остальное. 3 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для растворения и удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования, призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов, резервуаров и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений содержит углеводородные растворители и дополнительно включает диметилформамид и газоконденсат, а в качестве углеводородных растворителей содержит толуол и нефрас C2 80-120 при следующем соотношении компонентов, объемных %: нефрас C2 80-120 - 5-15; толуол - 25-35; диметилформамид - 3-7; газоконденсат - остальное. Соотношение компонентов обеспечивает высокую эффективность растворения присутствующих в АСПО составляющих, а именно - асфальтенов, смол и парафинов до 84%. 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к технологии создания забойных фильтров в глубоких скважинах, вскрывших неустойчивые слабосцементированные породы коллектора. Область применения: газовые и нефтяные месторождения, подземные хранилища газа и полигоны захоронения промышленных стоков. Технический результат - разработка состава бетонной смеси для получения огнезащитного покрытия повышенной термостойки, имеющего улучшенные физико-механические характеристики и позволяющего повысить предел огнестойкости железобетонных конструкций. Состав для создания скважинного фильтра, включающий вяжущее - портландцемент, волокнистый наполнитель - фиброволокно, дополнительно содержит Микродур, высокорастворимую соль - углекислый калий (поташ), имеющий включения природных изотопов, замедлитель - борную кислоту с нейтронопоглощающими свойствами, затворяемые на насыщенном растворе вышеуказанной соли, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: вяжущее - портландцемент 43,79-45,77, микродур 4,57-7,31, волокнистый наполнитель - полимерное полипропиленовое фиброволокно диаметром 17-21 мкм и длиной 12 мм 0,23-0,37, высокорастворимая соль - углекислый калий (поташ) K2CO3 2,29-2,92, замедлитель - борная кислота H3BO3 1,37-1,82, насыщенный раствор углекислого калия K2CO3 γ=1,45 г/см3 43,79-45,77. 1 табл.

Изобретение относится к безглинистым биополимерным буровым растворам, которые используются для бурения в сложных горно-геологических условиях. Технический результат изобретения - повышение структурно-реологических свойств и термостойкости, обеспечение солестойкости, снижение вредного влияния на окружающую среду, уменьшение количества и концентрации компонентов, необходимых для приготовления бурового раствора, при сохранении ингибирующих, смазочных, фильтрационных и противоприхватных свойств. Биополимерный буровой раствор содержит, мас.%: полианионную целлюлозу низкой степени вязкости (степень замещения 0,9, динамическая вязкость <100 мПа·с - по методу Брукфильда) 0,2-1,5; полианионную целлюлозу высокой степени вязкости (степень замещения 0,9, динамическая вязкость >1000 мПа·с - по методу Брукфильда) 0,2-1,5; биополимер ксантанового типа 0,1-0,6; смазочную добавку 0,07-3,5; соли щелочных и/или щелочноземельных металлов KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит 3,0-40,0; гидроксид натрия 0,1-0,6; ингибитор реагент гликойл 0,5-1,0; бактерицид 0,01-0,2; разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий до 80; воду остальное. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 5 табл., 3 пр.

Изобретение относится к биополимерным буровым растворам, используемым при бурении скважин, в том числе горизонтальных, наклонно-направленных, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов. Технический результат - улучшение структурно-реологических свойств биополимерного бурового раствора, повышение удерживающей и транспортирующей способности при одновременном сохранении фильтрационных свойств. Биополимерный буровой раствор содержит, мас. %: полимерный понизитель фильтрации - карбоксиметилцеллюлозу со степенью замещения 300-1300 в виде двух типов карбоксиметилцеллюлоз с различной степенью замещения в соотношении 1:1 2,4-3,2; биополимер ксантанового типа 0,2-0,5; смазочную добавку - реагент гликойл 0,5-1,0; разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий до 40,0, бактерицид 0,01-0,2; гидроксид натрия 0,01-0,06; воду - остальное. 3 з.п. ф-лы, 3 табл., 8 пр.
Настоящее изобретение относится к способу цементирования, включающему введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей невспученный перлит, цементную печную пыль, пумицит и воду, и предоставление возможности композиции схватиться. В варианте осуществления настоящего изобретения способ цементирования включает введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей цементную печную пыль, измельченный невспученный перлит, портландцемент, перемолотый с пумицитом, и воду; и предоставление возможности композиции схватиться. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение прочности при сжатии отвердевшей композиции, используемой при цементировании. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 6 пр. 6 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к обработке добывающих и нагнетательных скважин с трудноизвлекаемыми запасами нефти. В способе увеличения нефтеотдачи пласта, включающем последовательную закачку в пласт циклами не менее двух, разбитых на равные порции оторочек полимера в воде и солевого сшивающего агента в воде с буфером воды между ними, в качестве солевого сшивающего агента используют реагент АМГ и дополнительно осуществляют закачку оторочек глинистого агента в воде и оторочек реагента многофункционального действия и спирта алифатического и/или ароматического, или отхода производства, их содержащего, с обеспечением снижения межфазного натяжения в системе «нефть-вода» до 0,005 мН/м, в следующей последовательности оторочек и при следующих их составах, мас.%: 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ в воде, 3) 0,0001-20 глинистого агента в воде, 4) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1: (0,06-0,25) или 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ и 0,0001-20 глинистого агента в воде, 3) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1:0,06-0,25. Технический результат - повышение эффективности. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с высокой пластовой температурой, в том числе на поздних стадиях разработки. Реагент для нефтедобычи, содержащий порошкообразный полиакриламид - ПАА, обработанный ионизирующим облучением, содержит порошкообразный ПАА с молекулярной массой 14-25 млн. ед. и степенью гидролиза 20-30%, обработанный ионизирующим облучением дозой 3-20 кГр ускоренными электронами с энергией 5-10 МэВ в составе композиции, содержащей дополнительно 5-20 мас.% от массы ПАА стабилизатора - порошка сульфата алюминия или алюмокалиевых квасцов. Способ нефтедобычи, включающий закачку в нагнетательную скважину оторочки, содержащей водный раствор хлоридов натрия и кальция с минерализацией 4-40 г/л или пластовой воды той же минерализации и указанный выше реагент при его концентрации 0,5-2,0 мас.%. Технический результат - повышение температурного предела работоспособности реагента при сохранении простоты операций. 2 н.п. ф-лы, 4 табл., 4 пр.

Изобретение относится к антиагломерирующей композиции, предназначенной для ингибирования образования гидратов газа в жидкости, состоящей из соединений формулы (I) или (III) и полярного растворителя или смеси полярных растворителей. Где для соединений формул (I) или (III) R представляет собой по меньшей мере один насыщенный или ненасыщенный С8, С10, С12, C14, C16 и C18 алкил или алкенил, Hex представляет собой гексил, Bu представляет собой бутил, COCO представляет собой кокоамин и X- представляет собой противоион, обозначающий по меньшей мере один галогенид или карбоксилат. Также изобретение относится к способу ингибирования образования агломератов гидратов в жидкости, содержащей воду, газ и необязательно жидкие углеводороды. Технический результат заключается в разработке антиагломерирующих композиций, предназначенных для ингибирования образования агломератов гидратов в жидкости, содержащей воду, газ и, необязательно, жидкие углеводороды, где жидкость необязательно содержится в трубопроводе нефти или газа или на нефтеперерабатывающем заводе. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 пр.
Наверх