Способ добычи природного газа из гидратов



Способ добычи природного газа из гидратов
Способ добычи природного газа из гидратов
Способ добычи природного газа из гидратов
Способ добычи природного газа из гидратов
Способ добычи природного газа из гидратов
Способ добычи природного газа из гидратов

 


Владельцы патента RU 2607849:

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

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам разработки запасов газа из залежей природных гидратов. Технический результат - увеличение скорости выделения метана из гидратов и степени конверсии гидратного метана в свободный газ. По способу производят разбуривание залежи скважинами со вскрытием гидратного пласта. После этого производят закачку в скважину первичного агента в виде термодинамического ингибитора гидратообразования с обеспечением условий смещения равновесных параметров устойчивости гидратов метана при термобарических условиях пласта в область снижения устойчивости гидратов. Производят при этом закачку и вторичного агента, способного образовывать гидрат углекислого газа в термобарических условиях пласта при степени разбавления исходной концентрации используемого ингибитора гидратообразования гидратной водой не более чем в 10 раз. Осуществляют отбор добываемой продукции. При значительном расстоянии между скважинами первичный и вторичный агенты закачивают одновременно. При небольшом расстоянии между скважинами упомянутые агенты закачивают последовательно. 1 з.п. ф-лы, 8 пр., 6 табл.

 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам разработки запасов газа из залежей природных гидратов с использованием метода замещения на углекислый газ, что также позволяет секвестрировать парниковый газ в виде гидрата углекислого газа.

Известен способ добычи природного газа из газовых гидратов, включающий подвод тепла к зоне разложения газовых гидратов за счет протекания каталитических экзотермических реакции окисления метана (RU 2169834, 2001).

Недостатками способа являются практическая невозможность проведения в гидратной залежи низкотемпературных каталитических реакций окисления метана, низкая эффективность, связанная с недостаточной скоростью передачи тепла через слой гидратов, опасность катастрофического разрушения залежи (потери устойчивости пород) в результате диссоциации гидратов природных газов, сопровождающейся превращением твердого гидрата в газоводяную подвижную смесь.

Известен способ термической разработки месторождений газовых гидратов, включающий разбуривание залежи, обеспечение теплового потока в залежь за счет организации процесса внутрипластового горения (RU 2306410, 2007).

Недостатками способа являются невозможность проведения в низкотемпературной гидратной залежи высокотемпературных процессов внутрипластового горения, опасность катастрофического разрушения залежи (потери устойчивости пород) в результате диссоциации гидратов природных газов и прорывов газов в атмосферу, а также недостаточная глубина проникновения тепла в пласт из-за низкой теплопроводности газовых гидратов.

Известен способ разработки месторождения газовых гидратов, включающий разбуривание залежи и создание теплового потока за счет реакции гомогенного окисления углеводородного газа вне зоны разложения газового гидрата (RU 2433255, 2011).

Недостатками способа являются невозможность подачи в низкотемпературный гидратный пласт высокотемпературной смеси продуктов окисления (горения), высокие затраты на создание установок окисления, подготовку закачиваемого флюида, а также опасность аварий в результате потери устойчивости пласта вследствие превращения твердого гидрата в смесь газа и воды.

Известен способ разработки газогидратных месторождений с нижележащим пластом горячей воды, включающий разбуривание залежи скважинами с горизонтальными участками, поддержанием циркуляции в них горячей воды из нижнего пласта и охлажденной воды из верхнего и отбор углеводородов из верхнего пласта (RU 2231635, 2004).

Недостатками способа являются необходимость наличия под газогидратной залежью термальных вод, высокие затраты на создание скважин сложной конфигурации, а также потеря устойчивости пласта (и системы скважин и наземного оборудования) в результате диссоциации гидратов, то есть превращения твердого гидрата в смесь газа и воды.

Из известных способов наиболее близким к описываемому является способ добычи природного газа из гидратов углеводородов при одновременном сохранении углекислого газа в толще пород, включающий извлечение метана из гидратов метана за счет подачи в залежь углекислого газа (RU 2498057, 2013). Способ проводят следующим образом: подают углекислый газ в залежи гидратов метана, обеспечивают действие углекислого газа на гидрат метана при выделении метана и накоплении углекислого газа в виде гидратов углекислого газа, удаляют выделяемый метан. При этом углекислый газ подают в виде сверхкритического флюида, находящегося под давлением более 7,4 МПа и хранимого при температуре более 31,48°С.

В известном способе применение метода замещения метана в гидратах метана на углекислый газ позволяет создать источник физико-химической энергии (энергии Гиббса), необходимой для извлечения (добычи) метана из гидрата метана за счет большей термодинамической стабильности гидрата углекислого газа по сравнению с гидратом метана. За счет генерирования тепла при образовании гидрата углекислого газа возможно компенсировать эндотермический эффект разложения (диссоциации) гидрата метана в пласте, что позволяет отказаться от подведения тепловой энергии с поверхности. Замещение твердого гидрата метана на твердый гидрат углекислого газа предотвращает потерю устойчивости гидратсодержащих осадочных пород.

Недостатком известного способа является его пониженная эффективность, связанная с крайне низкой скоростью процессов замещения метана в гидрате метана на углекислый газ, приводящей к невысокой скорости выделения метана и недостаточной степени конверсии гидратного метана в свободный газ. Таким образом, известный способ является недостаточно эффективным.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа добычи природного газа из гидратов.

Поставленная задача достигается описываемым способом добычи природного газа из гидратов, при котором производят разбуривание залежи скважинами со вскрытием гидратного пласта, после чего производят закачку в скважину первичного агента в виде термодинамического ингибитора гидратообразования с обеспечением условий смещения равновесных параметров устойчивости гидратов метана при термобарических условиях пласта в область снижения устойчивости гидратов и вторичного агента, способного образовывать гидрат углекислого газа в термобарических условиях пласта при степени разбавления исходной концентрации используемого ингибитора гидратообразования гидратной водой не более чем в 10 раз, с последующим отбором добываемой продукции, причем при значительном расстоянии между скважинами первичный и вторичный агенты закачивают одновременно, а при небольшом расстоянии между скважинами - последовательно.

Предпочтительно используют термодинамический ингибитор гидратообразования, выбранный из группы одноатомные, многоатомные спирты или их смеси, водные растворы указанных спиртов или их смеси и вторичный агент, выбранный из группы газообразный диоксид углерода, его смесь с метаном или азотом, жидкий диоксид углерода.

Использование совокупности описываемых признаков приводит к техническому результату, заключающемуся в многократном увеличении скорости выделения метана и степени конверсии гидратного метана в свободный газ при сохранении высокой степени замещения гидрата метана на вторичный гидрат углекислого газа.

При проведении описываемого способа используемый термодинамический ингибитор приводит к разрушению (снижению устойчивости) гидрата метана и позволяет образовываться гидрату углекислого газа. При этом медленный процесс замещения по известному способу в твердой гидратной фазе (скорость которого очень мала, поскольку определяется диффузией в твердом теле и быстро затухает по мере увеличения расстояния от поверхности кристалла гидрата) заменяется на совокупность быстрых процессов: на процесс быстрого разрушения гидрата метана под действием ингибитора гидратообразования с высвобождением метана и воды и на процесс синтеза вторичного гидрата углекислого газа из диоксида углерода и свободной воды. При этом синтез вторичного гидрата углекислого газа происходит быстро вследствие высокой растворимости углекислого газа в воде.

Процесс добычи метана описываемым способом обладает способностью саморегулирования. При использовании термодинамического ингибитора с обеспечением условий смещения равновесных параметров устойчивости гидратов метана при термобарических условиях пласта в область снижения устойчивости гидратов происходит только процесс разложения гидрата метана с выделением газа и воды. При этом за счет эндотермического эффекта разложения гидрата метана происходит охлаждение зоны пласта, в котором идет процесс разложения. Выделение свободного газа повышает давление в пласте, гидратная вода снижает концентрацию термодинамического ингибитора, то есть происходит изменение условий в сторону повышения стабильности гидрата углекислого газа, что способствует его синтезу. Синтез гидрата углекислого газа приводит к выделению тепла, а также превращению свободной воды в гидраты. Совокупность указанных факторов приводит к повышению температуры зоны пласта, к повышению концентрации термодинамического ингибитора, и, как следствие, к торможению процесса синтеза гидрата углекислого газа. Одновременное течение вышеуказанных разнонаправленных процессов приводит к саморегулированию описанных процессов в ходе процесса добычи гидратного метана.

В ходе осуществления способа происходит захоронение углекислого газа (парникового газа) в виде гидрата.

Описываемый способ осуществляют следующим образом.

Производят разбуривание гидратной залежи не менее одной скважиной со вскрытием гидратного пласта. После этого производят закачку в скважину последовательно или одновременно первичного агента в виде термодинамического ингибитора гидратоообразования и вторичного агента. При этом предпочтительно используют термодинамический ингибитор гидратоообразования, выбранный из группы одноатомные, многоатомные спирты или их смеси, водные растворы указанных спиртов или их смеси. Используют вторичный агент, предпочтительно выбранный из группы газообразный диоксид углерода, его смесь с метаном или с азотом, жидкий диоксид углерода.

Затем отбирают добываемую продукцию. Добычу метана (природного газа) производят из добывающих скважин или из одной скважины, чередуя закачку и отбор продукции.

Для осуществления описываемого способа наиболее предпочтительно использование в качестве термодинамического ингибитора гидратоообразования технического метанола или метанольной смеси, широко применяемой в газовой промышленности. Могут быть также использованы этанол, этиленгликоль или их смеси, а также другие ингибиторы гидратообразования на основе спиртов и их смеси. В качестве вторичного агента наиболее предпочтительным является применение диоксида углерода и его смесей с метаном, поскольку метан и углекислый газ легко разделяются, а азот ухудшает качество добываемого метана. Основная функция вторичного агента - образование в пласте вторичного гидрата углекислого газа, что обеспечивает устойчивость пласта и позволяет осуществлять тепловой баланс в ходе процесса. Используют вторичный агент, способный образовывать гидрат углекислого газа в термобарических условиях пласта при степени разбавления исходной концентрации используемого в способе ингибитора гидратообразования гидратной водой, но не более чем в 10 раз.

Регулирование скорости процессов добычи гидратного метана и секвестрации углекислого газа применительно к условиям конкретной гидратной залежи может быть осуществлено путем изменения концентрации и состава термодинамического ингибитора гидратоообразования, изменения состава и давления закачиваемого вторичного агента, объема и типа закачки (последовательной и/или одновременной закачки агентов). Последовательную закачку первичного и вторичного агентов проводят при небольшом расстоянии между скважинами, составляющим до 200 м, а одновременную закачку проводят при значительном расстоянии между скважинами, составляющим 200 м и выше.

Ниже представлены примеры, раскрывающие, но не ограничивающие описываемый способ.

Пример 1.

Пример иллюстрирует известный способ.

В качестве модели пласта используют насыпную пористую среду из молотого речного песка. Корпус модели пласта представляет собой трубу из нержавеющей стали с нанесенной на внутреннюю поверхность винтовой нарезкой, что предотвращает прорыв флюидов вдоль стенок. Модель пласта насыщают дистиллированной водой (под вакуумом) и весовым методом определяют поровый объем. Для создания начальной газонасыщенности используют метод выдувания сжатым газом воды из пористой среды. При выдувании в вертикально установленную модель пласта сверху подают сжатый воздух. Периодически модель пласта переворачивают (меняют направление движения газа) для более равномерного распределения воды в пористой среде.

Далее приступают к синтезу гидрата метана в пористой среде, что моделирует гидратный пласт. После замораживания до минус 15-20°С газ из модели пласта быстро откачивают. Затем модель пласта оттаивают и устанавливают в фильтрационную установку. Модель пласта промывают метаном и поднимают давление до требуемого в опыте. Подачу метана осуществляют с помощью поршневой колонки. Охлаждение модели пласта осуществляют с помощью жидкостного криостата-термостата. Температуру газа контролируют с помощью термосопротивления с точностью не менее 0,01°С.

В ходе синтеза гидрата метана в модель пласта при избыточном давлении в 4,53 МПа подают метан в режиме «поддержание постоянного давления». С помощью счетчика на измерительном насосе измеряют количество поданного в модель газа. После завершения синтеза гидрата метана (после прекращения поглощения газа) в гидрат превращается 0,266 моль метана (расчет производят по уравнению идеальных газов). Затем давление в установке снижают до 3,3 МПа для того, чтобы углекислый газ находился в газообразном состоянии при термобарических условиях модели пласта. После чего приступают к фильтрации углекислого газа. Для измерения количества метана в потоке газа используют химическую абсорбцию (поглощение) СО2 в колонке с щелочью.

Вытеснение метана из пустотного пространства заканчивается через 2 ч после начала эксперимента. Для экономии ресурса поглотителя фильтрацию углекислого газа останавливают на 15 ч, после чего фильтрацию продолжают еще в течение 4 ч. Через поглотитель проходит около 0,8 мл газа (метана). Полученные данные показывают, что степень замещения метана на углекислый газ при выбранных условиях эксперимента составляет за сутки 0,45 отн.%, что указывает на крайне низкую скорость и глубину замещения метана в гидрате на углекислый газ.

Проведенный эксперимент показывает низкую скорость и глубину процесса замещения метана в гидрате на углекислый газ, что обуславливает недостаточную эффективность известного способа.

Данные, полученные в результате проведения примера 1, приведены в таблице 1. Характеристика модели пласта: пористая среда - молотый речной песок; проницаемость по газу 2,12 мкм2; длина 34,5 см, диаметр 3,0 см; насыщающая жидкость - дистиллированная вода; начальная газонасыщенность - 34,2 об.%.

Пример 2

Пример иллюстрирует описываемый способ при последовательной закачке первичного агента и вторичного агента (термодинамического ингибитора и углекислого газа, соответственно). Результаты эксперимента приведены в таблице 2.

Характеристика модели пласта: пористая среда - молотый речной песок; проницаемость по газу 1,36 мкм; длина 34,5 см, диаметр 3,0 см.; насыщающая жидкость - дистиллированная вода; начальная газонасыщенность 35,3 об.%.

На первом этапе эксперимента готовят модель гидратного пласта по методике, описанной в примере 1. После завершения синтеза гидрата метана в модель гидратного пласта закачивают первичный агент, в качестве которого используют 20 мас.% раствора метанола в воде. При этом наблюдают разложение гидрата метана и выделение газа. Всего за сутки эксперимента из модели пласта получают 87 отн.% гидратного метана. Как следует из приведенных данных степень конверсии и средняя скорость выделения гидрата метана (количество полученного метана в сутки) по сравнению с известным способом увеличивается в 193 раза.

Затем через модель пласта фильтруют вторичный агент, в качестве которого используют углекислый газ.

Для измерения количества выделившегося смесевого газа проводят термическое разложение смесевого гидрата. В результате получают 0,312 моль газа. По материальному балансу определяют содержание углекислого газа в смесевом гидрате. В результате закачки первичного агента в модели пласта осталось 0,308-0,268=0,040 моль метана в виде гидрата. Перед термическим разрушением гидратов в модели пласта содержалось 0,312-0,040=0,272 моль углекислого газа. Таким образом, степень замещения метана на углекислый газ в гидрате составляет 0,272·100% / 0,268=101,5%.

Описываемый способ в сравнении с известным позволяет увеличить скорость добычи метана в 193 раза и обеспечивает высокую степень замещения гидрата метана на гидрат углекислого газа.

Пример 3.

Пример иллюстрирует описываемый способ при одновременной закачке первичного и вторичного агентов, в качестве которых используют спирт (метанол), его растворы и углекислый газ. Результаты эксперимента приведены в таблице 3. Характеристика модели пласта: пористая среда - молотый речной песок. Насыщающая жидкость - дистиллированная вода, диаметр модели пласта 3,0 см.

На первом этапе эксперимента готовят модель гидратного пласта по методике, описанной в примере 1. Эксперимент проводят с использованием газообразного СО2.

Результаты эксперимента показывают, что уменьшение концентрации используемого спирта от 100 до 10 мас.% снижает степень конверсии гидратного метана в свободный газ с 99 до 51,8 отн.% В то же время, со снижением концентрации метанола увеличивается степень замещения метана в гидрате на углекислый газ с 11 до 125,5 отн.%, то есть в пласте происходит достаточно эффективная секвестрация парникового газа.

Пример 4

Пример иллюстрирует описываемый способ при последовательной закачке первичного агента и вторичного агента, в качестве которых используют водный раствор двухатомного спирта (этиленгликоль) и углекислый газ. Результаты эксперимента приведены в таблице 4. Характеристика модели пласта: пористая среда - молотый речной песок. Насыщающая жидкость - дистиллированная вода, диаметр модели пласта 3,0 см.

Подготовку модели пласта с гидратом метана и проведение эксперимента осуществляют по методике, описанной в примере 1. Эксперимент проводят с использованием газообразного CO2.

Полученные данные показывают, что в качестве термодинамического ингибитора может быть использован двухатомный спирт.

Данные примеров 2-4 показывают, что в способе возможно применение в качестве первичного агента различных ингибиторов гидратообразования на основе спиртов.

Сравнение результатов, представленных в таблицах 3 и 4, показывает, что эффективность использования ингибиторов гидратообразования в виде метанола и этиленгликоля практически одинакова.

Пример 5

Пример иллюстрирует описываемый способ при одновременной закачке первичного и вторичного агентов, в качестве которых используют водный раствор спирта (метанол) и смесь углекислого газа и инертного газа (метана или азота). Результаты эксперимента приведены в таблице 5. Характеристика модели пласта: пористая среда - молотый речной песок. Насыщающая жидкость - дистиллированная вода, диаметр модели пласта 3,0 см.

На первом этапе эксперимента готовят модель гидратного пласта по методике, описанной в примере 1. Эксперимент проводят с использованием газообразного CO2.

Полученные данные показывают возможность использования в описываемом способе в качестве вторичного агента смесей углекислого газа и инертных (то есть не образующих в данных условиях заметного количества гидратов) газов.

Способ может быть использован при разработке запасов газа гидратных залежей с высокими пластовыми давлениями, то есть при давлениях выше давления сжижения углекислого газа. При этом по технологическим параметрам предпочтительно использование вторичного агента в виде газа, не содержащего жидких компонентов. Смеси инертных газов и углекислого газа в определенных интервалах термобарических условий представляют собой газ.

Пример 6

Пример иллюстрирует описываемый способ при одновременной закачке первичного и вторичного агентов, в качестве которых используют водный раствор спирта (метанол) и смесь углекислого газа и инертного газа (метана или азота). Результаты эксперимента приведены в таблице 6. Характеристика модели пласта: пористая среда - молотый речной песок. Насыщающая жидкость - дистиллированная вода, диаметр модели пласта 3,0 см.

Подготовку модели пласта с гидратом метана и проведение эксперимента осуществляют по методике, описанной в примере 1. Эксперимент проводят с использованием газообразного CO2.

Полученные данные показывают, что описываемый способ при одновременной закачке раствора термодинамического ингибитора и углекислого газа проявляет значительно более высокую эффективность по сравнению с известным способом.

Перед одновременной закачкой термодинамического ингибитора и углекислого газа может быть закачана оторочка (порция) термодинамического ингибитора для повышения проницаемости залежи или образования каверны в скважине для увеличения площади фильтрации флюидов в пласте.

Пример 7

Пример иллюстрирует описываемый способ при одновременной закачке первичного и вторичного агентов, в качестве которых используют раствор метанола и жидкую углекислоту. Результаты эксперимента приведены в таблице 7. Характеристика модели пласта: пористая среда - молотый речной песок.

Насыщающая жидкость - дистиллированная вода, диаметр модели пласта 3,0 см.

Подготовку модели пласта с гидратом метана и проведение эксперимента осуществляют по методике, описанной в примере 1.

Полученные данные показывают, что описываемый способ позволяет применять вторичный агент в виде жидкости. При этом эффективность описываемого способа значительно выше в сравнении с известным способом.

Таким образом, способ согласно изобретению позволяет значительно повысить скорость выделения метана из газогидратных месторождений и степень замещения метана в гидратах на углекислый газ.

1. Способ добычи природного газа из гидратов, заключающийся в том, что производят разбуривание залежи скважинами со вскрытием гидратного пласта, после чего производят закачку в скважину первичного агента в виде термодинамического ингибитора гидратообразования с обеспечением условий смещения равновесных параметров устойчивости гидратов метана при термобарических условиях пласта в область снижения устойчивости гидратов и вторичного агента, способного образовывать гидрат углекислого газа в термобарических условиях пласта при степени разбавления исходной концентрации используемого ингибитора гидратообразования гидратной водой не более чем в 10 раз, с последующим отбором добываемой продукции, причем при значительном расстоянии между скважинами первичный и вторичный агенты закачивают одновременно, а при небольшом расстоянии между скважинами - последовательно.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют термодинамический ингибитор гидратоообразования, выбранный из группы одноатомные, многоатомные спирты или их смеси, водные растворы указанных спиртов или их смеси и вторичный агент, выбранный из группы газообразный диоксид углерода, его смесь с метаном или азотом, жидкий диоксид углерода.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке пластов. В способе повышения нефтеотдачи трещиноватых, хорошо проницаемых, среднепроницаемых пористых пластов и пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта, включающем закачку водного раствора, в котором суспендирована смесь модифицированного бентонитового глинопорошка - МБГП с добавкой и содержащего частично гидролизованный полиакриламид - ЧГПАА, в водном растворе суспендирована смесь, содержащая в качестве добавки кварцевый песок в соотношении МБГП к кварцевому песку от 10:1 до 4:1 при количестве 5-10 мас.

Изобретение относится к химии нефти и касается использования неорганических реагентов для нефтедобывающей промышленности, в частности, для кислотной и солевой обработки нефтесодержащего пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи обводненного нефтяного пласта за счет доотмыва остаточной нефти.

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.

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 интенсификации добычи сланцевого газа и сланцевой нефти методом гидроразрыва пласта - ГРП, в частности к способам получения расклинивающих агентов, используемых в составе рабочей жидкости ГРП.

Группа изобретений относится к установке для обезвреживания высокоминерализованных отходов бурения, содержащих нефтепродукты, тяжелые металлы, синтетические поверхностно-активные вещества и другие загрязнители, основанной на введении отверждающего состава, и способу, осуществляемому с ее использованием.

Группа изобретений относится к добыче нефти и газа. Технический результат - высокая способность к гидролизу при низкой температуре реагента жидкости, применяемой при бурении и обработке пласта.

Изобретение относится к композиции водного понизителя температуры застывания в виде дисперсии для улучшения текучести сырой нефти при низких температурах. Композиция содержит сополимер этилена-винилацетата, диспергатор, воду и необязательно водный понизитель температуры застывания.

Изобретение относится к способу получения композиции водного понизителя температуры застывания в виде дисперсии для улучшения текучести сырой нефти при низких температурах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин. Технологическая жидкость содержит водоудерживающий и загущающий компонент - крахмал марки МК-Ф, ингибитор набухания глинистых минералов - калий углекислый, гидрофобизирующий агент ГФ-1 марки К, кальцинированную соду и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: кальцинированная сода 0,1-0,2, крахмал марки МК-Ф 1,8-2,5, калий углекислый 5-25, ГФ-1 марки К 0,1-0,25, вода - остальное.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к реагентам для химической обработки буровых растворов. Технический результат - получение феррохромлигносульфонатого реагента, обеспечивающего получение комплексных соединений с повышенным разжижающим эффектом и термостойкостью, а также снижение содержания токсичного хрома в составе реагента.

Изобретение относится к расклинивающим наполнителям и способам их создания. Описывается множество керамических расклинивающих наполнителей, где наполнители являются монодисперсными с распределением, являющимся распределением 3-сигма или ниже с шириной общего распределения 5% или менее от среднего размера частиц, а также другие варианты указанных наполнителей, способы изготовления этих расклинивающих наполнителей и способы использования этих расклинивающих наполнителей в извлечении углеводородов.

Настоящее изобретение относится к жидкостям для обслуживания ствола скважины. Неводная жидкость для обслуживания ствола скважины, содержащая добавку для снижения водоотдачи, где указанная добавка для снижения водоотдачи содержит продукт взаимодействия (i) функционального полимера, содержащего сополимер малеинового ангидрида, в котором содержание малеинового ангидрида составляет от около 10% до около 90%, и (ii) олигомерной жирной кислоты.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке пластов. В способе повышения нефтеотдачи трещиноватых, хорошо проницаемых, среднепроницаемых пористых пластов и пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта, включающем закачку водного раствора, в котором суспендирована смесь модифицированного бентонитового глинопорошка - МБГП с добавкой и содержащего частично гидролизованный полиакриламид - ЧГПАА, в водном растворе суспендирована смесь, содержащая в качестве добавки кварцевый песок в соотношении МБГП к кварцевому песку от 10:1 до 4:1 при количестве 5-10 мас.

Изобретение относится к усовершенствованным композициям поверхностно-активных веществ. Описана композиция поверхностно-активного вещества, содержащая молекулы алкиларилсульфоната, причем более 30 масс. % алкиларилсульфоната в композиции поверхностно-активного вещества составляют один или более видов молекул с формулой:[R-X-Ar(SO3)-]a[Mn+]b, где X является линейной ациклической алифатической гидрокарбильной цепью; R присоединен к нетерминальному атому углерода X и выбран из Н и С1, С2 и С3 алкильных групп; X и R совместно содержат 10 атомов углерода; Ar является фенильной группой; M является катионом; n выбрано из 1, 2 и 3; и а и b выбраны такими, что молекула алкиларилсульфоната является электронейтральной, причем более 20 масс. % алкиларильных молекул в композиции поверхностно-активного вещества содержат R, который является метильной группой, и более 40 масс. % молекул алкиларилсульфоната в композиции поверхностно-активного вещества содержат фенильную группу, присоединенную к атому углерода, который соединен с одним из двух терминальных атомов углерода X (бета-положение в гидрокарбильной цепи X). Технический результат – обеспечение новых поверхностно-активных композиций, которые имеют хорошую растворимость, легкую биоразлагаемость, устойчивость против жесткой воды и хорошие физические технологические свойства. 7 н. и 8 з.п. ф-лы, 10 табл., 13 ил.
Наверх