Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты)



Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты)
Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты)
Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты)
Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты)
Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты)

 


Владельцы патента RU 2572439:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов с карбонатным коллектором. Состав для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащий ПАВ, тетраборат натрия (буру) и воду, дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАВ 1,0-4,0, тетраборат натрия (бура) 2,0-30,0, глицерин 10,0-90,0, вода остальное. По другому варианту состав для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащий ПАВ, тетраборат натрия (буру) и воду, дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин и карбамид при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАВ 1,0-4,0, тетраборат натрия (бура) 2,0-30,0, глицерин 10,0-80,0, карбамид 2,0-20,0, вода остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - увеличение коэффициента охвата пластов воздействием, доотмыв остаточной нефти как из высоко проницаемых, так и из низко проницаемых зон пласта, увеличение вязкости рабочего агента и выравнивание подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов, совместимости с минерализованными пластовыми водами. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 13 пр., 1 табл., 6 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано преимущественно при разработке месторождений нефти с повышенной вязкостью и с высокой минерализацией пластовой воды.

Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий % мас.: неионогенное водорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ) 0.1-0.5, нефтяные сульфонаты в качестве анионактивного ПАВ - 0.01-0.05, продукт полимеризации диметилдиаллиламмонийхлорида 0.10-1.00, воду 98.45-99.79 (Пат. №1521866, МПК E21B 43/22, 1987). В качестве неионогенного ПАВ используют ОП-10, АФ-10, АФ-12, в качестве анионактивного ПАВ - продукты сульфирования масел фракции 350-450°C. Сочетание ПАВ анионного и неионогенного классов обладает синергетическим эффектом, приводящим как к снижению интенсивности адсорбции, так и к повышению поверхностной активности. Недостатком известного состава является невысокий коэффициент нефтевытеснения.

Известен состав для вытеснения нефти на основе неионогенного ПАВ ОП-10, анионного ПАВ и воды. Состав содержит ОП-10 в количестве 0.33-0.85% мас., в качестве анионного ПАВ используется дидецилсульфосукцинат натрия в количестве 0.075-0.33% мас., вода - остальное (Пат. №1136522, МПК E21B43/22). Недостатком известного состава является невысокая нефтевытесняющая способность.

Известен состав, использующийся при осуществлении способа разработки залежей высоковязких нефтей при тепловом воздействии на пласт, содержащий комплексное ПАВ Нефтенол ВВД (1.0-5.0% мас.) или смесь неионогенного ПАВ (1.0-2.0% мас.) и анионактивного ПАВ (0.5-1.0% мас.), аммиачную селитру (8.0-20.0% мас.), карбамид (15.0-40.0% мас.), аммоний роданистый (0.1-0.5% мас.) и воду - остальное (Пат. №2361074, МПК E21B 43/24). В пласте под действием высокой пластовой температуры или теплового воздействия карбамид гидролизуется с образованием аммиачной буферной системы. Однако этот состав можно использовать только при высоких пластовых температурах или при тепловом воздействии на пласт.

Наиболее близким к предлагаемому составу для увеличения нефтеотдачи пластов является состав для заводнения нефтяного пласта, содержащий 0.33-1.0% мас. оксиэтилированного алкилфенола, 0.33-1.0% мас. тетрабората натрия (или 0.7-2.0% мас. буры Na2B4O7·10H2O с учетом кристаллизационной воды) и воду - остальное (Пат. №1169403, МПК Е21В 43/22). При использовании известных составов с боратной буферной системой могут быть проблемы с выпадением осадков гидроксидов и солей жесткости при контакте с пластовыми водами высокой минерализации. Растворы являются маловязкими, в результате чего может возникнуть вязкостная неустойчивость фронта вытеснения и прорыв закачиваемого флюида в добывающие скважины. Состав замерзает при температурах 0 - минус 0.6°C. Кроме того, растворимость в воде тетрабората натрия ограничена и составляет 2.7 г в 100 г воды при комнатной температуре.

Задачей изобретения является создание для условий месторождений высоковязких нефтей с высокой минерализацией пластовых вод эффективных вытесняющих составов на основе ПАВ с регулируемой вязкостью, плотностью и щелочностью, имеющих низкую температуру замерзания. Эти составы должны быть совместимы с минерализованными пластовыми водами и обеспечивать выравнивание профиля заводнения.

Технический результат достигается тем, что состав для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащий ПАВ (комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь неионогенного, например, АФ 9-12, или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ, например, волгоната или сульфонола, или NPS-6, в соотношении 2:1), буру (тетраборат натрия Na2B4O7·10H2O) и воду, дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин, или технический или дистиллированный глицерин и карбамид при следующем соотношении компонентов, % мас.:

ПАВ 1.0-4.0
тетраборат натрия (бура) 2.0-30.0
глицерин 10.0-90.0
вода остальное

или

ПАВ 1.0-4.0
тетраборат натрия (бура) 2.0-30.0
глицерин 10.0-80.0
карбамид 2.0-20.0
вода остальное

В качестве ПАВ использовали комплексный ПАВ Нефтенол ВВД марки ЗТ - частично сульфированный неонол АФ 9-12 - смесь НПАВ неонола АФ 9-12 и АПАВ - его сульфоэтоксилата (29-35%) с этиленгликолем (25-30%), неионогенные ПАВ (НПАВ) - оксиэтилированные алкилфенолы с различной степенью оксиэтилирования: НПАВ производства РФ неонолы АФ 9-12 - оксиэтилированные изононилфенолы на основе триммеров пропилена со степенью оксиэтилирования 12; НПАВ производства КНР - NP-40 или NP-50 - оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 40 и 50, соответственно.

Анионактивные ПАВ (АПАВ): производства РФ волгонат - натрий сульфонат, сульфонол - алкилбензолсульфонат натрия; производства КНР NPS-6 - частично сульфированный оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 6.

В пласте под действием пластовой температуры карбамид гидролизуется с образованием углекислого газа и аммиака. Углекислый газ более растворим в нефти, чем в воде, поэтому в системе нефть - вода нефтяная фаза будет обогащена углекислым газом, водная - аммиаком, который с тетраборатом натрия (бурой) образует щелочную аммиачно-боратную буферную систему с максимальной буферной емкостью в интервале pH 9.0-10.5, в котором ПАВ химически устойчивы и обладают максимальной моющей способностью. В предлагаемом составе значения максимальной буферной емкости в интервале pH 9.0-10.5 увеличиваются в 3.5-10.5 раз по сравнению с прототипом, что приводит к более высокой нефтевытесняющей и нефтеотмывающей способности состава. Растворение углекислого газа в нефти приводит к уменьшению ее вязкости.

Введение глицерина и карбамида в состав на основе ПАВ приводит к увеличению вязкости и плотности состава. Плотность составов можно регулировать в пределах от 1.1 до 1.3 кг/м3, вязкость - от единиц до сотен мПа·с, что позволяет составу перераспределять фильтрационные потоки в неоднородном пласте и увеличивать охват пласта заводнением. Составы являются низкозастывающими, с температурой застывания от минус 18 до ниже минус 30°C, что позволяет работать в северных регионах в зимних условиях. Составы совместимы с минерализованными пластовыми водами, не дают осадков при разбавлении, снижают набухание глинистых минералов породы-коллектора и восстанавливают начальную проницаемость пласта.

Предлагаемые составы оказывают комплексное воздействие, обеспечивая высокую степень вытеснения нефти и выравнивание профиля заводнения, то есть при применении состава происходит поршневое вытеснение нефти и осуществляется увеличение охвата пласта заводнением.

Варьируя концентрации компонентов, можно получить составы с заданными плотностью и вязкостью, совместимые с минерализованными пластовыми водами для различных геолого-физических условий месторождений.

Приводим примеры конкретных составов.

Пример 1. По прототипу. К 970.0 г дистиллированной воды добавляют 10.0 г АФ9-12 и 20.0 г буры (Na2B4O7·10Н2О), после перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 1.0% мас. АФ9-12 и 2.0% мас. буры. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза в растворе выпадает осадок солей жесткости. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.

Пример 2. К 20.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 100.0 г буры и 704.0 г глицерина дистиллированного добавляют 176.0 г дистиллированной воды, после перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. Нефтенола, 10.0% мас. буры и 70.4% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.

Пример 3. К 270.0 г дистиллированной воды добавляют 20.0 г АФ9-12, 10.0 г волгоната, 200.0 г буры и 500.0 г глицерина дистиллированного. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, который содержит 2.0% мас. АФ9-12, 1.0% мас. волгоната, 20.0% мас. буры и 50.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.

Пример 4. К 20.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 300.0 г буры и 500.0 г глицерина дистиллированного добавляют 180.0 г дистиллированной воды, после перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. Нефтенола, 30.0% мас. буры и 50.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза осадки не выпадают. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.

Пример 5. К 10.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 20.0 г буры, 20.0 г карбамида и 800.0 г глицерина дистиллированного добавляют 150.0 г дистиллированной воды, после перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 1.0% мас. Нефтенола, 2.0% мас. буры, 2.0% мас. карбамида и 80.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.

Пример 6. 40.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 20.0 г буры, 200.0 г карбамида и 100.0 г глицерина дистиллированного растворяют в 640.0 г дистиллированной воды, после перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 4.0% мас. Нефтенола, 2.0% мас. буры, 20.0% мас. карбамида и 10.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.

Пример 7. 20.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 100.0 г буры, 100.0 г карбамида растворяют в 780.0 г глицерина технического, после тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. Нефтенола, 10.0% мас. буры, 10.0% мас. карбамида и 78.0% мас. глицерина технического. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.

Пример 8. К 20.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 100.0 г буры, 100.0 г карбамида и 600.0 г глицерина технического добавляют 180.0 г дистиллированной воды, после тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. Нефтенола, 10.0% мас. буры, 10.0% мас. карбамида и 60.0% мас. глицерина технического. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.

Пример 9. К 20.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 100.0 г буры, 100.0 г карбамида и 500.0 г глицерина дистиллированного добавляют 280.0 г дистиллированной воды, после перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. Нефтенола, 10.0% мас. буры, 10.0% мас. карбамида и 50.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.

Пример 10. К 40.0 г комплексного ПАВ Нефтенол ВВД, 300.0 г буры, 100.0 г карбамида и 500.0 г глицерина дистиллированного добавляют 60.0 г дистиллированной воды, после тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 4.0% мас. Нефтенола, 30.0% мас. буры, 10.0% мас. карбамида и 50.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.

Пример 11. К 800.0 г глицерина добавляют 100.0 г дистиллированной воды, 20.0 г АФ9-12, 10 г сульфонола, 20.0 г буры (Na2B4O7·10Н2О) и 50 г карбамида. После перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. АФ9-12, 1% мас. сульфонола, 2.0% мас. буры, 5% мас. карбамида и 80% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.

Пример 12. К 435.0 г дистиллированной воды добавляют 10.0 г NP-50, 5.0 г NPS-6, 100.0 г буры, 50.0 г карбамида и 400.0 г глицерина дистиллированного. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, который содержит 1.0% мас. NP-50, 0.5% мас. NPS-6, 10.0% мас. буры, 5.0% мас. карбамида и 40.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза получают прозрачный раствор. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.

Пример 13. К 320.0 г дистиллированной воды добавляют 20.0 г NP-40, 5.0 г NPS-6, 150.0 г буры, 150.0 г карбамида и 300.0 г глицерина дистиллированного. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, который содержит 2.0% мас. NP-50, 1.0% мас. NPS-6, 15.0% мас. буры, 15.0% мас. карбамида и 30.0% мас. глицерина дистиллированного. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) в 2 раза осадки не выпадают. Физико-химические свойства состава приведены в таблице.

В таблице приведены физико-химические свойства предлагаемых составов с различными соотношениями компонентов. Измерения проводили при температуре 20°С. Вязкость растворов композиций определяли с помощью вибрационного вискозиметра с камертонным датчиком "Реокинетика", pH - потенциометрическим методом с применением стеклянного электрода. Плотность растворов определяли пикнометрическим методом. Межфазное натяжение составов на границе с нефтью Усинского месторождения определяли сталагмометрическим методом.

Предлагаемый состав является низкозастывающим, температура застывания растворов от минус 18°C до ниже минус 30°C, совместимым с минерализованными пластовыми водами, имеет низкое межфазное натяжение на границе с нефтью, плотность состава можно регулировать в пределах от 1.0 до 1.3 кг/м3, вязкость - от десятков до сотен мПа·с.

Проведено исследование фильтрационных характеристик и нефтевытесняющей способности предлагаемых составов с регулируемой вязкостью и щелочностью при температуре 20-23°C на неоднородных моделях пласта. Эффективность применения составов изучали на фильтрационной установке высокого давления с постоянным расходом в процессе доотмыва остаточной нефти из линейной (фиг. 1) и неоднородной (фиг. 2, 3) моделей пласта.

После закачки состава 2, содержащего 2% мас. Нефтенола ВВД, 10% мас. буры, 70.4% мас. глицерина дистиллированного, в линейную модель пласта с исходной газопроницаемостью модели 0.479 мкм2, при 22°C, фиг. 1, наблюдалось сначала резкое снижение подвижности, фиг. 1а, а затем ее постепенное увеличение до прежнего уровня, при этом градиент давления сначала увеличился с 22.5 до 90-96 атм/м, а затем постепенно снизился до 9.5 атм/м. Коэффициент вытеснения нефти увеличился с 42.0 до 68.4%, прирост коэффициента вытеснения составил 25.4%. На выходе из модели пласта значение pH находилось в пределах 5.9-7.4 ед. pH, вязкость раствора увеличивалась с 1.1 до 3.6 мПа·c, а затем вновь снижалась до 1.3-1.8 мПа·c, фиг. 1б.

При закачке состава 7, содержащего 2% мас. Нефтенола ВВД, 10% мас. буры и 10% мас. карбамида, 78% мас. глицерина технического, в неоднородную модель пласта с исходной газопроницаемостью колонок 0.515 мкм2 и 2.768 мкм2, при 23°C, фиг. 2, в высоко проницаемую и менее проницаемую колонки вошло 0.732 и 0.125 поровых объема состава, соответственно, то есть практически пропорционально исходным проницаемостям. После закачки состава наблюдалось сначала резкое снижение подвижности по высоко проницаемой колонке и некоторое увеличение подвижности по менее проницаемой колонке, фиг. 2а, то есть произошло перераспределение фильтрационных потоков, при этом градиент давления сначала увеличился с 2.75 до 102.5 атм/м, а затем постепенно снизился до 26.9 атм/м. Коэффициент вытеснения нефти в высоко проницаемой колонке увеличился с 57.5 до 77.6%, прирост коэффициента вытеснения составил 20.1%, а в менее проницаемой колонке коэффициент нефтевытеснения увеличился с 1.9 до 50%. На выходе из модели пласта значение pH находилось в пределах 6.1-7.8 ед. pH, фиг. 2б, максимальная концентрация карбамида составляла в высоко проницаемой колонке 62.1 мг/л, в менее проницаемой колонке - 9.2 мг/л, фиг. 2б.

Те же закономерности наблюдаются и при закачке состава 8, содержащего 2% Нефтенола ВВД, 10% мас. буры, 10% мас. карбамида, 60% мас. глицерина технического, в неоднородную модель пласта с исходной газопроницаемостью колонок 0.408 и 1.721 мкм2, при 23°C, фиг. 3: в высокопроницаемую и менее проницаемую колонки вошло 0.698 и 0.114 поровых объема состава, соответственно, то есть практически пропорционально исходным проницаемостям. После закачки состава произошло перераспределение фильтрационных потоков, при этом градиент давления сначала увеличился с 4 до 101.25 атм/м, а затем постепенно снизился до 37 атм/м. Коэффициент вытеснения нефти в высоко проницаемой колонке увеличился с 46.8 до 62.8%, прирост коэффициента вытеснения составил 16.0%, а в менее проницаемой колонке коэффициент нефтевытеснения увеличился с 0 до 55%, фиг. 3а. На выходе из модели пласта значение pH находилось в пределах 6.8-7.8 ед. pH, фиг. 3б, максимальная концентрация карбамида составляла в высоко проницаемой колонке 53.6 мг/л, в менее проницаемой колонке - 6.3 мг/л, фиг. 3б.

Таким образом, предлагаемый состав для увеличения нефтеотдачи пластов залежей высоковязких нефтей на основе ПАВ, боратной или аммиачно-боратной буферной системы и глицерина с регулируемой вязкостью и щелочностью, совместим с минерализованными пластовыми водами, имеет низкую температуру застывания. Закачка в нагнетательные скважины с температурой на забое от 20 до 90°C подвижной оторочки заявляемого состава с регулируемой вязкостью приведет к увеличению вязкости рабочего агента и выравниванию подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов, снижению вязкостной неустойчивости фронта вытеснения, ограничению прорывов рабочего агента в добывающие скважины, увеличению коэффициента охвата пластов заводнением. Кроме того, высокая нефтевытесняющая способность, совместимость с минерализованными пластовыми водами приведет к доотмыву остаточной нефти как из высоко проницаемых, так и из низко проницаемых зон пласта.

1. Состав для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащий ПАВ, тетраборат натрия - буру и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ПАВ 1,0-4,0
тетраборат натрия (бура) 2,0-30,0
глицерин 10,0-90,0
вода остальное

2. Состав для увеличения нефтеотдачи пластов по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ПАВ содержит или комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь неионогенного - АФ 9-12 или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1

3. Состав для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащий ПАВ, тетраборат натрия - буру и воду, отличающийся тем, что содержит дополнительно технический или дистиллированный глицерин и карбамид при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ПАВ 1,0-4,0
тетраборат натрия (бура) 2,0-30,0
глицерин 10,0-80,0
карбамид 2,0-20,0
вода остальное

4. Состав для увеличения нефтеотдачи пластов по п. 3, отличающийся тем, что в качестве ПАВ содержит или комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь неионогенного - АФ 9-12 или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - совместимость состава обработки пласта с пластовыми жидкостями, ингибирование кислотной коррозии, образования эмульсий и смолообразования.

Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину, а также для регулирования разработки нефтяных месторождений.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для повышения производительности добывающих и нагнетательных скважин. Способ включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, определение общего объема гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта закачкой в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - линейного геля - до образования трещины разрыва в пласте, закачку в трещину разрыва крепителя трещины, стравливание давления в колонне труб, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть применено при регенерации нефтезагрязненного проппанта после гидравлического разрыва пласта и последующем его использовании в качестве расклинивающего агента.

Изобретение относится к применению частиц с фосфонатным ингибитором отложений в подземных работах. Способ ингибирования образования твердых отложений в подземном месторождении включает формирование ингибирующих образование твердых отложений частиц из смеси золы-уноса и средства для отверждения в среде фосфоновой кислоты, где золу-унос отверждают в твердый материал путем контакта со средством для отверждения в среде фосфоновой кислоты, суспендируя твердые частицы в жидкости для обработки, и помещение их в часть подземного месторождения или в желаемое место внутри указанной части, в которой твердые частицы высвобождают ингибитор образования твердых отложений во времени при воздействии водных жидкостей, смесь содержит, по меньшей мере, один многовалентный ион и указанные ингибирующие частицы, по меньшей мере, частично покрыты покрывающим материалом.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих вертикальных и горизонтальных скважинах (ГС) и боковых горизонтальных стволах (БГС), эксплуатирующих трещиноватые карбонатные коллекторы.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способам их приготовления, и может быть использовано для изоляции водопритоков в газовых скважинах с терригенным коллектором.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции водопритока пластовых вод и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Изобретение относится к способу улучшения волоконного тампонирования и таким образом управления поглощением бурового раствора во время бурения скважины. Способ тампонирования геологической формации включает введение в скважину состава, который содержит текучую среду, имеющую исходную вязкость по меньшей мере 100 сП; и волокна.
Изобретение относится к добыче нефти или газа и перекчиванию их по трубопроводу. Способ обработки скважины включает создание первой технологической жидкости, содержащей воду и один или несколько водорастворимых разветвленных полисахаридов из группы, состоящей из ксантана, диутана, их производных, присутствующих в воде в концентрации, достаточной, чтобы первая жидкость имела вязкость по меньшей мере 5 сП, создание второй технологической жидкости, содержащей один или несколько водорастворимых персульфатов и одно или несколько сильных оснований, введение в скважину первой жидкости, введение в скважину второй жидкости и направление их так, чтобы они вступили в контакт друг с другом в некоторой части скважины при расчетной температуре менее 100°F (37,8°C).
Изобретение относится к составам для обработки буровых скважин во время восстановительных работ и предназначено для использования в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах при температуре до 160°C. Тампонажный состав для проведения ремонтно-изоляционных работ нефтяных и газовых скважин включает водный раствор хлористого магния MgCl2 и каустического магнезита MgO. Дополнительно состав содержит фосфогипс при следующем соотношении компонентов, мас.%: хлористый магний - 18-36; каустический магнезит - 30-45; фосфогипс - 0,4 - 2; вода - остальное. Техническим результатом является увеличение сроков схватывания. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам для изоляции и ограничения водопритока в скважины путем восстановления нарушений герметичности в конструкции скважин, ликвидации заколонных и межколонных перетоков, изоляции обводнившихся пластов и пропластков, и может быть использовано в ремонтно-изоляционных работах в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Тампонажный материал, содержащий связующую основу - каустический магнезит, хлористый магний, воду, бентонитовую глину и регулятор сроков схватывания и загустевания - тетраборат натрия дигидрат - буру, отличающийся тем, что дополнительно содержит гипсовое вяжущее марки не ниже Г-7 при следующем соотношении компонентов, мас. %: каустический магнезит 20,0-35,0, бентонитовая глина 0,1-10,0, тетраборат натрия дигидрат - бура 0,01-0,55, хлористый магний 12,0-35,0, гипсовое вяжущее марки не ниже Г-7 1,5-9,5 , вода остальное. Технический результат - получение тампонажного материала на основе магнезиального вяжущего, раствор которого характеризуется пониженной плотностью, седиментационной устойчивостью и приемлемыми сроками схватывания при низких положительных температурах до 5°С. 1 табл.

Изобретение относится к растворимому в воде простому эфиру целлюлозы, который содержит: (i) один или несколько заместителей, выбранных из группы, которую составляют метил, гидроксиэтил и гидроксипропил, (ii) один или несколько неионных гидрофобных заместителей с ациклическими или циклическими, насыщенными или ненасыщенными, разветвленными или линейными углеводородными группами, содержащими по меньшей мере 8 атомов углерода, и (iii) один или несколько катионных, третичных аминных или анионных заместителей, причем среднее число моль одного или нескольких гидрофобных заместителей на 1 моль ангидроглюкозных звеньев составляет от 0,007 до 0,025, при этом среднемассовая молекулярная масса простого эфира целлюлозы составляет по меньшей мере 750000, и при этом простой эфир целлюлозы имеет остаточную динамическую вязкость %η80/25, составляющую по меньшей мере 30%, где %η80/25=[динамическая вязкость раствора при 80°C/динамическая вязкость раствора при 25°C]×100, причем, динамическая вязкость раствора при 25°C и 80°C измерена в 1% водном растворе. Растворимый в воде простой эфир целлюлозы является полезным для модификации вязкости композиции, выбранной из группы, которую составляют текучие среды для обслуживания буровых скважин, цементирующие композиции, керамические материалы, текучие среды для обработки металлов и смазочно-охлаждающие текучие среды. Простые эфиры целлюлозы проявляют повышенную устойчивость к тепловому разжижению. 4 н. и 9 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в производстве буровых реагентов. Технический результат - улучшение разжижающих свойств реагента в минерализованных буровых растворах, повышение термостабильности реагента до 190°C. В способе получения реагентов для обработки буровых растворов путем окисления лигносульфонатов соединениями шестивалентного хрома в кислой среде, взаимодействия образующегося хромлигносульфоната с сульфатом железом и фосфорсодержащим модифицирующим агентом, подщелачивания гидроксидом натрия и высушивания в качестве фосфорсодержащего модифицирующего агента используют аминотриметиленфосфоновую кислоту, взятую в количестве 10-12 мас. ч. по отношению к лигносульфонату, в раствор лигносульфоната натрия вводят сульфат железа двухвалентный в виде сухого порошка, выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1 часа при температуре 30-40°C. Затем вводят бихромат натрия в виде водного раствора, выдерживают при перемешивании в течение 1 часа при температуре 30-40°C. Затем вводят модифицирующий агент - аминотриметиленфосфоновую кислоту в виде водного раствора, выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1 часа при температуре 30-40°C. Затем смесь нейтрализуют каустической содой до pH 4-5, затем высушивают до порошкообразного состояния. Компоненты используют в следующем соотношении в пересчете на сухие вещества, мас. ч.: лигносульфонат натрия 100; сульфат железа двухвалентный 6,5-7,5; бихромат натрия 3-3,5; аминотриметиленфосфоновая кислота 10-12; каустическая сода 0,14. 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к области строительства, в частности к способам глушения скважин. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин при сохранении фильтрационно-емкостных свойств коллектора. Вязкоупругий состав - ВУС для глушения скважин, включающий, мас. %: эфир целлюлозы - ЭЦ 0,8-2,5, гидроксид щелочного металла 0,1-0,7, комплексообразователь - растворимую соль алюминия или меди 0,19-0,6, внутренний деструктор - капсулированный перкарбонат или перборат натрия 0,1-0,2, утяжелитель - хлорид натрия или хлорид калия, или хлорид кальция, или нитрат натрия, или реагент МНК 6,5-22,0, регулятор pH - уксусную или щавелевую кислоту или лимонную кислоту 0,02-0,3, водоудерживающую гидрофобизирующую добавку - этиленгликоль и/или глицерин, или высшие диоксановые спирты 2,0-6,6, воду остальное. В способе глушения скважин осуществляют закачку буфера минерализованной воды, затем закачку указанного ВУС одновременно-раздельной закачкой состава 1, содержащего 50% от общего количества ЭЦ, около 50% от общего количества воды и гидроксид щелочного металла, и состава 2, содержащего остальное количество ЭЦ, остальное количество воды, утяжелитель, комплексообразователь, регулятор pH, внутренний деструктор и водоудерживающую гидрофобизирующую добавку, и затем активирующего состава - АС, содержащего, мас. %: лимонную или сульфаминовую кислоты 5-10, перекисное соединение - персульфат калия или персульфат аммония, или пероксигидрат мочевины 5-10, НПАВ - Неонол АФ9-12 или Синоксол марки В, или Реверсмол марки В 0,02-0,03, деэмульгатор - Диссолван 4411или СНПХ-4802 0,05-0,2, воду остальное, при соотношении АС:ВУС равном 1:3-4. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 5 з. п. ф-лы, 5 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водоносных или обводненных пластов. Технический результат изобретения заключается в повышении нефтеотдачи и снижении отбора воды из добывающих нефтяных скважин. Способ изоляции водоносных или обводненных пластов включает закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, которая представляет собой целлюлозную муку, включающую микроволокнистый порошковый продукт на основе однолетних целлюлозосодержищих растений, минеральную высокодисперсную гидрослюду, стабилизирующею термостойкую солестойкую полимерную добавку. Способ получения целлюлозной муки заключается в предварительном миксовании волокнистого целлюлозосодержащего сырья и минеральных добавок с дальнейшим измельчением и последующим миксованием полученного помола со стабилизирующей термостойкой солестойкой полимерной добавкой при следующем соотношении компонентов, %: микроволокнистый порошковый продукт на основе однолетних целлюлозосодержищих растений 40-58,5, минеральная высокодисперсная гидрослюда 40-60, стабилизирующая термостойкая солестойкая полимерная добавка 1,5-5. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству скважин. Технический результат заключается в придании материалу технологически необходимых в условиях катастрофических поглощений, при наличии в пласте пор и трещин раскрытостью до 1 мм, кольматирующих свойств, прочности и силы сцепления с породой (адгезии), при одновременном придании свойства разрушения при кислотном воздействии в течение часа не менее 80% сформированного цементного камня и полного его разрушения в течение 2-3 ч. Тампонажный материал, включающий вяжущее, облегчающую добавку, наполнитель и воду, дополнительно содержит водосвязывающую добавку, волокнистый наполнитель и бишофит. В качестве вяжущего материал содержит каустический магнезит, в качестве наполнителя - карбонатный наполнитель - мраморную крошку в качестве облегчающей добавки - алюмосиликатные микросферы или полые стеклянные микросферы, при следующем содержании компонентов, мас.ч.: каустический магнезит - 40-55; указанная облегчающая добавка - 20-50; водосвязывающая добавка - 0,1-0,3; указанный карбонатный наполнитель - 0,01-30; указанный волокнистый наполнитель - 0,01-0,5; бишофит 14,9-35; вода - 58,3-90,8, при этом суммарное содержание магнезиального цемента, облегчающей добавки и карбонатного наполнителя составляет 100 мас.ч., а бишофит содержится в виде водного раствора плотностью 1,18-1,3 г/см3. 2 з.п. ф-лы, 4 табл., 1 ил.
Изобретение относится к способу ингибирования образования отложений в водной системе, например отложений, содержащих барий, и может быть использовано при добыче нефти и для обработки воды. Способ включает добавление к водной системе порогового количества ингибитора образования отложений, представляющего собой аминокислоту, модифицированную алкилфосфоновой кислотой. Фрагмент аминокислоты может представлять собой α-аминокислоту или аминокислоту, содержащую два или более атома углерода между карбоксильной группой и аминогруппой. Указанные ингибиторы на основе аминокислот обладают значительно более усовершенствованными технологическими характеристиками и улучшенной совместимостью с системами по сравнению с ингибиторами образования отложений, имеющимися в настоящее время в данной области техники. Технический результат - эффективное предотвращение образования отложений в водной среде в широком диапазоне температур, уровней жесткости и щелочности, контролирование образования отложений. 9 з.п. ф-лы, 3 табл., 47 пр.

Изобретение относится к области строительства подземных хранилищ сжатого газа и жидких углеводородов и может быть использовано при цементировании заколонного пространства технологических скважин. Способ крепления технологических скважин подземных хранилищ сжатых газов и жидких углеводородов предусматривает последовательное закачивание в обсаженные технологические скважины отдельных порций различающихся по плотности и компонентному составу цементных растворов. При этом предварительно перед спуском и цементированием эксплуатационной колонны на участке в непроницаемой кровле породы механическим или гидравлическим методами производится расширение участка необсаженного ствола скважины с формированием вдоль ее вертикальной оси вспомогательной камеры, обсадную колонну труб оборудуют специальным устройством с кольцевыми каналами, располагаемым в объеме созданной вспомогательной камеры, в качестве тампонажного раствора закачки первой порции используют облегченный цементный раствор плотностью 1400-1650 кг/м3, которым заполняют межколонное пространство промежуточной и эксплуатационной обсадных колонн от башмака промежуточной колонны до устья скважины, в качестве тампонажного раствора закачки второй порции используют цементный раствор плотностью 1800-1900 кг/м3, которым заполняют необсаженный ствол скважины до башмака промежуточной обсадной колонны. Технический результат - повышение качества крепления за счёт повышения герметичности заколонного пространства скважины. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к ингибированию набухания глин. Технический результат - повышение эффективности ингибирования набухания глин с одновременным снижением опасности для человека и окружающей среды. В буровом растворе или жидкости гидроразрыва пласта в качестве ингибитора набухания глин в водной среде применяют соль диамина и дикарбоновой кислоты, где дикарбоновая кислота отвечает следующей формуле: HOOC-A-COOH, в которой A является ковалентной связью или двухвалентной углеводородной группой, алифатической, насыщенной или ненасыщенной, линейной или разветвленной, основная линейная цепь которой, находящаяся между двумя концевыми COOH, содержит от 1 до 3 атомов углерода. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 табл., 12 пр.
Наверх