Способ ингибирования образования гидратов в углеводородсодержащем сырье


 


Владельцы патента RU 2601649:

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" (RU)

Использование: изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов. Сущность: углеводородсодержащее сырье, включающее воду и гидратообразующие компоненты, обрабатывают ингибитором, в качестве которого используют композицию, содержащую кинетический ингибитор, термодинамический ингибитор и синергетическую добавку, выбранную из группы, включающей четвертичные аммониевые соли, эфиры этиленгликоля общей формулы R1OCH2CH2OR2, где R1 - атом водорода или алкильный радикал, R2 - алкильный радикал, оксиэтилированные жирные спирты, оксипропилированные жирные спирты, полиэтиленоксид, полипропиленоксид, сополимеры этиленоксида и пропиленоксида или смесь указанных веществ при следующем соотношении компонентов, мас. %: кинетический ингибитор гидратообразования 2,0-8,0; термодинамический ингибитор гидратообразования 84,0-96,0; синергетическая добавка - остальное, до 100. Достигаемый технический результат заключается в более высокой, по сравнению с известным способом, ингибирующей способности описываемого способа. 4 пр.

 

Изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

Образование газовых гидратов в промысловом оборудовании и трубопроводах - одна из важнейших технологических проблем, возникающая при добыче, транспортировке и переработке жидкого и газообразного углеводородного сырья.

В природном газе, газовом конденсате, нефти присутствуют соединения (СН4, С2Н6, С3Н8, изо-C4H10, н-С4Н10, CO2, H2S), при определенных термобарических условиях, в присутствии воды, образующие газовые гидраты, которые, являясь твердыми кристаллическими веществами, отлагаются на стенках труб и оборудования, что приводит к резкому уменьшению пропускной способности добывающих скважин, технологических трубопроводов вплоть до их полной закупорки. Образование газогидратных пробок может привести к остановке процессов добычи, транспортировки, переработки углеводородного сырья и, как следствие, к значительным финансовым потерям.

Известен способ предотвращения гидратообразования, связанный с использованием термодинамических ингибиторов гидратообразования (ТИГ), в частности, спиртов (RU 2049957, 1998). Однако из-за высоких рабочих концентраций термодинамических ингибиторов (до 60% масс.) их применение сопряжено с высокими затратами и экологическими проблемами.

Известен способ ингибирования образования газовых гидратов, связанный с использованием кинетических ингибиторов (КИГ) (RU 2126513, 1999, RU 2134678, 1999, RU 2137740, 1999). Такого рода реагенты, не влияя на термодинамику, значительно влияют на кинетику процесса гидратообразования, увеличивая индукционный период данного процесса и уменьшая скорость кристаллизации газовых гидратов. Основными преимуществами кинетических ингибиторов гидратообразования, представляющих собой, как правило, водорастворимые полимеры, являются их невысокие рабочие концентрации (0,1-2% масс.) и низкая токсичность. Основной недостаток КИГ заключается в том, что они не могут использоваться в холодных климатических условиях при температурах ниже 0°С, так как низкие рабочие концентрации не обеспечивают существенной депрессии температуры замерзания воды. Для таких условий перспективным является подход, связанный с использованием комбинированных реагентов, сочетающих в себе достоинства кинетических ингибиторов гидратообразования и антифризных веществ.

Известен способ ингибирования газовых гидратов в углеводородсодержащем сырье путем обработки указанного сырья ингибитором, содержащим по меньшей мере один кинетический ингибитор гидратоообразования и по меньшей мере один термодинамический ингибитор гидратообразований (СА 2506925, 2006).

При этом кинетический ингибитор гидратообразования, в частности, включает аминированные полиалкиленгликоли, представленные формулой , в которой: каждый А независимо отобран из -СН2СН(СН3)O- или -СН(СН3)CH2O-; В представляет из себя -CH2CH2O-; a + b + с составляет от 1 до приблизительно 100; R представляет из себя -Н или -СН3; каждый R1 и R2 независимо выбраны из группы, состоящей из -Н, -СН3, -Н2СН2ОН и -СН(СН3)CH2O; d от 1 до приблизительно 6; n от 1 до приблизительно 4.

Недостатки указанного способа заключаются в высокой коррозионной активности используемых ТИГ (солей-электролитов), сложности синтеза КИГ, высоком расходе полимерного КИГ, относительно малой максимальной степени переохлаждения и недостаточном индукционном периоде гидратообразования.

Таким образом, указанный способ недостаточно эффективен.

Более близким к изобретению является способ ингибирования образования гидратов углеводородов, включающий закачку в прискважинную зону или в участок трубопровода водной композиции полимера. Указанная композиция содержит водный раствор полимера из группы, включающей: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пирролидона, диметиламиноэтилметакрилат, гидроксиэтилцеллюлозу, поливинипирролидон, поливинилкарбоксилат, полиакрилат, поливинилкапролактам, акриламидометилпропансульфонат, полиакриламид, гипан, полиоксипро в масле полимера из группы, включающей: полиакриламид, карбоксиметилцеллюлозу, эфир оксиэтилцеллюлозы, полиметакрилат, поливинилацетат или поливиниловый спирт или их сополимеры, и дополнительно - карбамидоформальдегидный концентрат КФК и гидрофобизирующую добавку при следующем соотношении компонентов, мас. %: указанные водный раствор или эмульсия 0,05-5,0, КФК 0,1-5,0, гидрофобизирующая добавка 0,1-5,0, вода остальное. При этом перед закачкой указанной композиции дополнительно закачивают оторочку КФК в количестве 0,1-5,0 мас. % от массы указанной композиции и осуществляют выдержку не менее 3-5 ч. Дополнительно указанная композиция может содержать соляную или уксусную кислоту, или смесь их, или смесь соляной кислоты и концентрата низкомолекулярных кислот, или фосфорную или ортофосфорную кислоту в количестве 0,05-0,20 мас. % (RU 2504642, 2014).

Недостатки известного способа заключаются в недостаточной степени снижения (депрессии) температуры кристаллизации льда, что не позволяет применять данный способ для ингибирования гидратообразования при температурах ниже 0°C, низкой степени переохлаждения при образовании гидратов и недостаточно высоком индукционном периоде гидратообразования.

Таким образом, указанный способ недостаточно эффективен. Задача изобретения заключается в повышении эффективности способа ингибирования образования гидратов в углеводородсодержащем сырье.

Поставленная задача достигается описываемым способом ингибирования образования гидратов в углеводородсодержащем сырье, содержащем гидратообразующие агенты и воду путем ввода в указанное сырье ингибитора, в качестве которого используют композицию, содержащую кинетический ингибитор гидратообразования, термодинамический ингибитор гидратообразования и синергетическую добавку, выбранную из группы, включающей четвертичные аммониевые соли, эфиры этиленгликоля общей формулы R1OCH2CH2OR2, где R1 - атом водорода или алкильный радикал, a R2 - алкильный радикал, оксиэтилированные жирные спирты, оксипропилированные жирные спирты, полиэтиленоксид, полипропиленоксид, сополимеры этиленоксида и пропиленоксида или смесь указанных веществ при следующем соотношении компонентов, мас. %:

кинетический ингибитор гидратообразования 2,0-8,0
термодинамический ингибитор гидратообразования 84,0-96,0
синергетическая добавка остальное до 100

Достигаемый технический результат заключается в более высокой, по сравнению с известными способами, ингибирующей способности описываемого способа.

Так, описываемый способ может быть использован для ингибирования образования газовых гидратов при степени переохлаждения до 30°C, с индукционным периодом, достигающим 40 часов и выше, в том числе, при пониженных температурах <0°C (известный способ обеспечивает ингибирование при более высоких температурах при степени переохлаждения не выше 12,6°C и индукционным периодом в диапазоне 17-36,8 часов). Используемые в составе компоненты ингибируют начальное образование (нуклеацию) газовых гидратов, замедляют образование или рост кристаллов гидратов, предотвращают агломерацию кристаллов гидратов меньшего размера в более крупные.

В качестве углеводородсодержащего сырья возможно использовать такое, как, например, нефтяные водосодержащие эмульсии, указанные эмульсии, содержащие углеводородный газ, газовый конденсат, сырье, содержащее гидратообразующий газ, воду, а также другое углеводородсодержащее сырье, содержащее воду и гидратообразующие компоненты, характерное, в частности, для процессов добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья.

Используемую композицию вводят в исходное сырье в количестве 2,5-50,0 мас.% от воды, содержащейся в указанном сырье. Ввод композиции в указанном количестве в углеводородное сырье, включающее воду и гидратообразующие компоненты, обеспечивает оптимальное содержание компонентов состава и воды, составляющем: кинетический ингибитор гидратообразования 0,1-2,0 мас. %, термодинамический ингибитор гидратообразования 5,0-40,0 мас.%, синергетическая добавка 0,1-2,0 мас. %, вода - остальное до 100 мас. %. Конкретное соотношение определяется природой компонентов композиции и термобарическими условиями на нефтегазовом объекте.

В описываемом способе в применяемой композиции для ингибирования образования гидратов в качестве кинетического ингибитора гидратообразования используют водорастворимые полимеры, такие, в частности, как поли-N-виниллактамы, замещенные полиакриламиды, сверхразветвленные полиэфирамиды, поливиниловый спирт и его производные и другие высокомолекулярные соединения, обладающие свойствами КИГ. В качестве термодинамического ингибитора гидратообразования возможно использовать, в частности, метанол, этанол, моно-, ди-, триэтиленгликоль, пропиленгликоль, глицерин, низкомолекулярные простые эфиры моно-, ди- и триэтиленгликоля, пропиленгликоля, мочевину или их смесь. В качестве синергетической добавки используют четвертичные аммониевые соли (например, галогениды тетрабутиламмония, галогениды цетилтриметиламмония, галогениды цетилдиметиламмония, галогениды додецилдиметиламмония, галогениды дидодецилдиметиламмония), моно- и диалкиловые эфиры этиленгликоля общей формулы R1OCH2CH2OR2, где R1 - атом водорода или алкильный радикал, в частности, с числом углеродных атомов больше 3, a R2 - алкильный радикал, в частности, с числом углеродных атомов больше 3 (например, монобутиловый эфир этиленгликоля, дибутиловый эфир этиленгликоля), оксиэтилированные жирные спирты (например, Синтанол АЛМ-10, Surfynol 485), оксипропилированные жирные спирты, полиэтиленоксид (с молекулярной массой, в частности, 200-8000), полипропиленоксид (с молекулярной массой, в частности, 200-8000), сополимеры этиленоксида и пропиленоксида (например, со средней молекулярной массой 5000) или смесь указанных веществ.

Использование такого комбинированного состава композиции позволяет повысить достоинства указанных классов ингибиторов и, как следствие, повысить эффективность ингибирования гидратообразования. С одной стороны, использование антигидратных реагентов позволяет значительно снизить расход термодинамического ингибитора гидратообразования. С другой, используемые антигидратные реагенты могут быть использованы для образования гидратов в технологических процессах при температуре <0°C благодаря тому, что входящий в композицию термодинамический ингибитор одновременно является антифризным веществом и поэтому значительно понижает температуру кристаллизации льда. Предотвращение образования льда наряду с ингибированием гидратообразования является обязательным условием, ограничивающим спектр используемых ингибиторов в условиях пониженных температур. Использование кинетического ингибитора, без применения других компонентов, не эффективно при температурах <0°C, так как вследствие низких рабочих концентраций последний не обеспечивает существенной депрессии температуры кристаллизации льда. Наличие в композиции синергетической добавки в указанных количествах предопределяет повышение ингибирующей способности композиции, позволяет снизить концентрацию и, следовательно, расход дорогостоящего полимерного КИГ. Кроме того, наличие в композиции поверхностно-активных соединений (четвертичные аммониевые соли, эфиры моно-, ди- и триэтиленгликоля, оксиэтилированные и оксипропилированные жирные спирты, сополимеры этиленоксида и пропиленоксида) придает композиции анти-агломерантные свойства.

Описываемую композицию для ингибирования образования гидратов получают следующим образом.

Вышеуказанную композицию готовят путем смешивания расчетных количеств компонентов в отдельной емкости. Для получения используемой композиции кинетический ингибитор гидратообразования растворяют в термодинамическом ингибиторе гидратообразования при температуре 20-30°C и интенсивном перемешивании. Затем в смесь при перемешивании добавляют синергетическую добавку. Готовую композицию вводят в углеводородсодержащее сырье, содержащее воду и гидратообразующие компоненты различным образом, в частности, непосредственно в сырье, закачивают в прискважинную зону или в участок трубопровода.

Изобретение иллюстрируется примерами, не ограничивающими его использование.

Способ иллюстрируется на примере использования в качестве исходного углеводородсодержащего сырья модельной смеси, состоящего из газовой смеси 95,66% СН4+4,34% С3Н8 и воды.

Пример 1

Для приготовления описываемой композиции в качестве кинетического ингибитора гидратообразования используют сополимер N-винилкапролактама и N-винилпирролидона (соотношение звеньев 1:1, средневесовая молекулярная масса 3000) в количестве 2,5 мас. %, в качестве термодинамического ингибитора гидратообразования - моноэтиленгликоль в количестве 94 мас. %, в качестве синергетической добавки - монобутиловый эфир этиленгликоля в количестве 3,5 мас. %. При этом кинетический ингибитор растворяют в моноэтиленгликоле и размешивают при температуре 20-30°C до однородной массы. В получившийся раствор добавляют монобутиловый эфир этиленгликоля и вновь перемешивают до однородной массы.

Количество добавляемой композиции в сырье составляет 27% от массы воды, содержащейся в исходном сырье. После добавления композиции полученную смесь перемешивают на магнитной мешалке до полного растворения композиции. Полученный водный раствор имеет температуру кристаллизации льда, равную минус 8°C. 250 см3 полученного раствора помещают в автоклав объемом 500 см3. Свободный объем автоклава продувают исходной газовой смесью с целью удаления воздуха. После продувки в автоклав подают газовую смесь до давления 4 МПа при комнатной температуре. Содержимое автоклава перемешивают лопастной мешалкой со скоростью 600 об/мин и охлаждают со скоростью 1°C/ч. Образование гидрата начинается при температуре минус 7,7°C, что соответствует степени переохлаждения 21,4°C (равновесная температура 13,7°C для неингибированной системы).

Индукционный период гидратообразования измеряют следующим образом. 250 см3 полученного раствора помещают в автоклав. Свободный объем автоклава продувают гидратообразующим газом с целью удаления воздуха. Содержимое автоклава при перемешивании со скоростью 600 об/мин охлаждают до минус 3°C и термостатируют. В автоклав подают газовую смесь до давления 3,58 МПа. Процесс гидратообразования начинается через 38,6 часов после подачи гидратообразующего газа. Таким образом, индукционный период составляет 38,6 часов.

Пример 2

Для приготовления описываемой композиции в качестве кинетического ингибитора гидратообразования используют сополимер N-винилкапролактама и N-винилпирролидона (соотношение звеньев 1:1, средневесовая молекулярная масса 3000) в количестве 5,0 мас. %, в качестве термодинамического ингибитора гидратообразования - метанол в количестве 90 мас. %, в качестве синергетической добавки - бромид тетрабутиламмония в количестве 5,0 мас. %. При этом кинетический ингибитор растворяют в метаноле и размешивают при температуре 20-30°C до однородной массы. В получившийся раствор добавляют бромид тетрабутиламмония и вновь перемешивают до однородной массы.

Количество добавляемой композиции в сырье составляет 11 мас. % от количества воды, содержащейся в исходном сырье. После добавления композиции полученную смесь перемешивают на магнитной мешалке до полного растворения композиции. Полученный водный раствор имеет температуру кристаллизации льда, равную минус 8°C. 250 см3 полученного раствора помещают в автоклав. Свободный объем автоклава продувают исходной газовой смесью с целью удаления воздуха. После продувки в автоклав подают газовую смесь до давления 4 МПа при комнатной температуре. Содержимое автоклава перемешивают лопастной мешалкой со скоростью 600 об/мин и охлаждают со скоростью 1°C/ч. Образование гидрата начинается при температуре минус 7,5°C, что соответствует степени переохлаждения 21,2°C (равновесная температура 13,7°C для неингибированной системы).

Индукционный период гидратообразования измеряют следующим образом. 250 см3 полученного раствора помещают в автоклав. Свободный объем автоклава продувают гидратообразующим газом с целью удаления воздуха. Содержимое автоклава при перемешивании со скоростью 600 об/мин охлаждают до минус 3°C и термостатируют. В автоклав подают газовую смесь до давления 3,58 МПа. Процесс гидратообразования начинается через 37,1 часов после подачи гидратообразующего газа. Таким образом, индукционный период составляет 37,1 часа.

Пример 3

Для приготовления описываемой композиции в качестве кинетического ингибитора гидратообразования используют поли(N-винилкапролактам) (средневесовая молекулярная масса 3000) в количестве 8,0 мас. %, в качестве термодинамического ингибитора гидратообразования - этанол в количестве 84 мас. %, в качестве синергетической добавки - оксиэтилированный жирный спирт Синтанол АЛМ-10 4,0 мас.% и бромид цетилтриметиламмония 4 мас. %. При этом кинетический ингибитор растворяют в этаноле и размешивают при температуре 20-30°C до однородной массы. В получившийся раствор добавляют Синтанол АЛМ-10, бромид цетилтриметиламмония и вновь перемешивают до однородной массы.

Количество добавляемой композиции в сырье составляет 8,0 мас. % от количества воды, содержащейся в исходном сырье. После добавления полученную смесь перемешивают на магнитной мешалке до полного растворения композиции. Полученный водный раствор имеет температуру кристаллизации льда равную минус 4,5°C. 250 см3 полученного раствора помещают в автоклав. Свободный объем автоклава продувают исходной газовой смесью с целью удаления воздуха. После продувки в автоклав подают газовую смесь до давления 4 МПа при комнатной температуре. Содержимое автоклава перемешивают лопастной мешалкой со скоростью 600 об/мин и охлаждают со скоростью 1°C/ч. Образование гидрата начинается при температуре минус 4,1°C, что соответствует степени переохлаждения 18,0°C (равновесная температура 13,9°C для неингибированной системы).

Индукционный период гидратообразования измеряли следующим образом. 250 см3 полученного раствора помещают в автоклав. Свободный объем автоклава продувают исходным сырьем с целью удаления воздуха. Содержимое автоклава при перемешивании со скоростью 600 об/мин охлаждают до 0°C и термостатируют. В автоклав подают газовую смесь до давления 3,65 МПа. Процесс гидратообразования начинается через 40,1 часов после подачи гидратообразующего газа. Таким образом, индукционный период составляет 40,1 часов.

Пример 4

Для приготовления описываемой композиции в качестве кинетического ингибитора гидратообразования используют поли(N-винилкапролактам) (средневесовая молекулярная масса 3000) в количестве 4,8 мас. %, в качестве термодинамического ингибитора гидратообразования - метанол в количестве 90,2 мас. %, в качестве синергетической добавки - лапрол (полипропиленоксид) 5,0 мас. %. При этом кинетический ингибитор растворяют в метаноле и размешивают при температуре 20-30°C до однородной массы. В получившийся раствор добавляют лапрол и вновь перемешивают до однородной массы.

Количество добавляемой композиции в сырье составляет 26,7 мас. % от количества воды, содержащейся в исходном сырье. После добавления полученную смесь перемешивают на магнитной мешалке до полного растворения композиции. Полученный водный раствор имеет температуру кристаллизации льда, равную минус 19°C. 250 см3 полученного раствора помещают в автоклав. Свободный объем автоклава продувают исходной газовой смесью с целью удаления воздуха. После продувки в автоклав подают газовую смесь до давления 4 МПа при комнатной температуре. Содержимое автоклава перемешивают лопастной мешалкой со скоростью 600 об/мин и охлаждают со скоростью 1°C/ч. Образование гидрата начинается при температуре минус 15,1°C, что соответствует степени переохлаждения 28,5°C (равновесная температура 13,4°C для неингибированной системы).

Индукционный период гидратообразования измеряли следующим образом. 250 см3 полученного раствора помещают в автоклав. Свободный объем автоклава продувают исходным сырьем с целью удаления воздуха. Содержимое автоклава при перемешивании со скоростью 600 об/мин охлаждают до минус 10°C и термостатируют. В автоклав подают газовую смесь до давления 3,55 МПа. Процесс гидратообразования начинается через 45,3 часов после подачи гидратообразующего газа. Таким образом, индукционный период составляет 45,3 часа.

Проведение описываемого способа с использованием иного сырья, композиции, содержащей иные вышеперечисленные вещества, в иных концентрациях, входящих в указанный выше интервал, приводит к аналогичным результатам.

Из приведенных данных следует, что описываемый способ обладает более высокой ингибирующей способностью, чем известный.

Способ ингибирования образования гидратов в углеводородсодержащем сырье, содержащем гидратообразующие компоненты и воду путем ввода в указанное сырье ингибитора, в качестве которого используют композицию, содержащую кинетический ингибитор гидратообразования, термодинамический ингибитор гидратообразования и синергетическую добавку, выбранную из группы, включающей четвертичные аммониевые соли, эфиры этиленгликоля общей формулы R1OCH2CH2OR2, где R1 - атом водорода или алкильный радикал, R2 - алкильный радикал, оксиэтилированные жирные спирты, оксипропилированные жирные спирты, полиэтиленоксид, полипропиленоксид, сополимеры этиленоксида и пропиленоксида или смесь указанных веществ при следующем соотношении компонентов, мас. %:

кинетический ингибитор гидратообразования 2,0-8,0
термодинамический ингибитор гидратообразования 84,0-96,0
синергетическая добавка остальное до 100



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - увеличение эффективности и успешности проведения обработки призабойной зоны ОПЗ.

Изобретение относится к операциям обработки скважин с использованием реагентов. Композит для обработки скважин, содержащий реагент для обработки скважин и обожженный пористый оксид металла, где пористость и проницаемость обожженного пористого оксида металла является такой, что реагент для обработки скважин адсорбируется во внутрипоровых пространствах пористого оксида металла, и кроме того: площадь поверхности обожженного пористого оксида металла составляет от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 10 м2/г, диаметр частиц 0,1 3 мм и объем пор указанного оксида металла от 0,01 до 0,10 см3/г.

Группа изобретений относится к тепловым способам извлечения углеводородов из подземных формаций. Технический результат - увеличение добычи продукции при таком же количестве вводимого пара, повышение тепловой эффективности, снижение поверхностного натяжения нефть-вода.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных пластов сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения неоднородных пластов сверхвязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Способ эксплуатации скважины включает оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с штанговым глубинным насосом, фильтром, кабелем и капиллярным трубопроводом.

Настоящее изобретение относится к использованию неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ, растворимого в диоксиде углерода, для интенсифицированной нефтедобычи.

Изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в особенности к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Согласно способу проходят по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с НПАВ и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - ВОА, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении 0,15-45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА и ПАА при следующем содержании компонентов, мас.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных слоистых коллекторов. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения слоистых нефтяных залежей.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке антиклинальных залежей нефти с водонефтяными зонами и терригенным типом коллектора.

Группа изобретений относится к буровой промышленности. Технический результат - эффективное ингибирование нестабильного состояния глины.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения, представленных карбонатными и терригенными (песчаниками) коллекторами, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов в различных гидрогеологических условиях.

Настоящее изобретение относится к получению расклинивающего агента, используемого при добыче углеводородов. Способ создания расклинивающего агента с частицами требуемых размеров, получаемого из шлама, извлеченного из скважины для добычи углеводородов, подвергнутой гидроразрыву, содержащий стадии: отделение воды от шлама с образованием потока мокрых твердых частиц и потока жидкости, смешивание потока мокрых твердых частиц с твердыми частицами с образованием загружаемого материала, расплавление загружаемого материала с получением материала расплавленного расклинивающего агента, резкое охлаждение расплавленного материала, измельчение охлажденного материала расклинивающего агента, сортировка частиц измельченного материала по размерам и смешивание частиц измельченного материала, не соответствующих установленным размерам, с загружаемым материалом.
Изобретение относится к составам для ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих гидратообразующие агенты и воду, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

Настоящее изобретение относится к способам снижения потерь буровой жидкости и других жидкостей для подземного ремонта скважин в подземной формации во время бурения или сооружения буровых скважин в указанной формации.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Техническим результатом изобретения является повышения долговечности и надежности слоя тампонажного материала, образовавшегося после отверждения на поверхности стенок обрабатываемой скважины.

Изобретение относится к операциям обработки скважин с использованием реагентов. Композит для обработки скважин, содержащий реагент для обработки скважин и обожженный пористый оксид металла, где пористость и проницаемость обожженного пористого оксида металла является такой, что реагент для обработки скважин адсорбируется во внутрипоровых пространствах пористого оксида металла, и кроме того: площадь поверхности обожженного пористого оксида металла составляет от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 10 м2/г, диаметр частиц 0,1 3 мм и объем пор указанного оксида металла от 0,01 до 0,10 см3/г.
Изобретение относится к способу цементирования, включающему: введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей размолотый невспученный перлит, портландцемент, перемолотый с пумицитом, и воду; и предоставление возможности способной к схватыванию композиции схватиться.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым в качестве технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений для глушения и консервации скважин, для ликвидации межколонных давлений путем гидрозатвора при цементировании с недоподнятием цемента до устья для создания противодавления.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, преимущественно к бурению в условиях высоких температур, неустойчивых глинистых пород и при вскрытии продуктивных пластов.

Изобретение относится к добыче нефти и газа. Технический результат - нетоксичность, биоразлагаемость ингибитора глинистых сланцев. Гиперразветвленный полилизин применяют в развитии, эксплуатации и завершении подземных залежей минерального масла и природного газа и в глубоких скважинах, особенно в качестве ингибитора глинистых сланцев в основанных на воде буровых глинистых растворах, растворах, используемых при завершении скважины, или жидкостях для воздействия на пласт, степень разветвления полилизина составляет от 10 до 99.9%, предпочтительно от 20 до 99%, более предпочтительно от 20 до 95%, молекулярная масса полилизина находится в диапазоне 500-10000 г/моль, предпочтительно в диапазоне 750-7500 г/моль, более предпочтительно в диапазоне 750-5000 г/моль, и особенно в диапазоне 750-1500 г/моль. 4 з.п. ф-лы, 1 ил., 4 табл., 6 пр.
Наверх