Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта (варианты)



Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта (варианты)
Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта (варианты)
Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта (варианты)
Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта (варианты)

 


Владельцы патента RU 2611796:

Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем исключения загрязнения призабойной зоны пласта вторичными осадками за счет стабилизации ионов трехвалентного железа, увеличение проникающей способности кислотного состава за счет снижения межфазного натяжения на границе с нефтью, увеличение текущей нефтеотдачи пласта. По первому варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ 0,05-1,5; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. По второму варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; НПАВ 0,05-1,5; биополимер 0,01-0,3; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. По третьему варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; НПАВ 0,05-1,5; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; анионогенное поверхностно-активное вещество АПАВ 0,01-0,5; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. По четвертому варианту кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; НПАВ 0,05-1,5; биополимер 0,01-0,3; уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; АПАВ 0,01-0,5; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное. 4 н.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл., 3 пр.

 

Предложение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны пласта.

Наиболее распространенными составами для химического воздействия на пласт являются различные варианты кислотных составов на основе соляной кислоты с различными добавками ингибиторов коррозии и поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Однако такие составы имеют существенные недостатки. Они обладают высокой коррозионной активностью по отношению к промысловому оборудованию и имеют высокую скорость реагирования с породами продуктивного пласта и, как следствие, недостаточно глубокое проникновение кислотного состава в пласт.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны карбонатного пласта (пат. RU №2347799, МПК С09К 8/74, опубл. 27.02.2009 г., Бюл. №6), включающий, об. %: легкую нефть - 78-82, 15%-ный водный раствор сульфаминовой кислоты - 17,92-21,9, ПАВ АФБ-9-12 - 0,07-0,1.

Недостатком данного состава является образование водонефтяных эмульсий в призабойной зоне пласта, приводящее к снижению продуктивности добывающих скважин.

Известны кислотные составы для обработки фильтровой части скважин и призабойной зоны пласта (варианты) (пат. RU №2319724, МПК С09К 8/74, опубл. 20.03.2008 г., Бюл. №8), содержащие, мас. % по первому варианту: лимонную кислоту - 10,0-20,0, полиэтиленоксид-4000 - 2,4-7,0, вода - остальное. По второму варианту: лимонную кислоту - 10,0-20,0, полиэтиленоксид-4000 - 2,4-7,0, поливиниловый спирт марки 18/11 - 1,4, вода - остальное. По третьему варианту: лимонную кислоту - 30,0-40,0, полиэтиленоксид-4000 - 54-63, поливиниловый спирт марки 18/11 - 6,0-7,0, вода - остальное.

Недостатками данных составов являются низкая эффективность из-за низкой скорости растворения кольматирующих элементов в призабойной зоне пласта, а также засорение призабойной зоны продуктами реакции кислотных составов с солями кальция.

Известен способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта (пат. RU №2283952, МПК E21B 43/27, опубл. 20.09.2006 г., Бюл. №26), в котором используется кислотный технологический раствор, включающий в качестве кислоты и ПАВ - кислотный реагент состава, мас. %: смесь анионных и катионных ПАВ разного химического строения Нефтенол K - 0,1-1,0, сульфаминовая кислота - 1,0-10,0, лимонная кислота - 0,1-1,0, ингибитор коррозии ИКУ-1, или ацетофенон, или метилэтилкетон - 0,05-3,0, одноатомный или многоатомный спирт - 0,0-40,0, вода - остальное.

Недостатком кислотного технологического раствора является образование вторичных осадков вследствие реакции окисляющих серосодержащих компонентов раствора с карбонатной породой и минерализованной водой, приводящих к ухудшению проницаемости призабойной зоны пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является кислотный состав, используемый в способе удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора (пат. RU №2540767, МПК С09К 8/74, опубл. 10.02.2015, Бюл. №4), содержащий мас. %: перекисное соединение - 0,5-3,0, сульфаминовую кислоту - 5,0-10,0, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) - 0,0005-0,02, минерализованную воду - остальное.

Недостатками данного состава являются недостаточная эффективность воздействия на пласт за счет засорения призабойной зоны пласта продуктами реакции перекисных соединений с кальциевыми солями и минерализованной водой, в том числе солями трехвалентного железа, низкая проникающая способность кислотного состава из-за высокого межфазного натяжения на границе с нефтью.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности воздействия на пласт путем исключения загрязнения призабойной зоны пласта вторичными осадками за счет стабилизации ионов трехвалентного железа, увеличение проникающей способности кислотного состава за счет снижения межфазного натяжения на границе с нефтью, увеличение текущей нефтеотдачи пласта.

Технические задачи решаются применением кислотного состава для обработки призабойной зоны пласта, включающего сульфаминовую кислоту, неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ и воду.

По первому варианту новым является то, что кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта дополнительно содержит стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас.%:

сульфаминовая кислота 5,0-15,0
НПАВ 0,05-1,5
уксуснокислый аммоний 1,0-6,0
вода с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное

По второму варианту новым является то, что кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта дополнительно содержит биополимер и стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас.%:

сульфаминовая кислота 5,0-15,0
НПАВ 0,05-1,5
биополимер 0,01-0,3
уксуснокислый аммоний 1,0-6,0
вода с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное

По третьему варианту новым является то, что кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта дополнительно содержит стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний и анионогенное поверхностно-активное вещество - АПАВ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

сульфаминовая кислота 5,0-15,0
НПАВ 0,05-1,5
уксуснокислый аммоний 1,0-6,0
АПАВ 0,01-0,5
вода с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное.

По четвертому варианту новым является то, что кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта дополнительно содержит биополимер, стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний и АПАВ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

сульфаминовая кислота 5,0-15,0
НПАВ 0,05-1,5
биополимер 0,01-0,3
уксуснокислый аммоний 1,0-6,0
АПАВ 0,01-0,5
вода с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное

Сульфаминовая кислота представляет собой белые негигроскопические кристаллы без запаха с молекулярной массой 97,1. Сульфаминовая кислота по сравнению с соляной кислотой обладает низкой коррозионной активностью, что не требует добавления ингибитора коррозии, а также низкой скоростью растворения карбонатной породы.

Растворение карбонатов в сульфаминовой кислоте идет в соответствии с уравнениями реакции (1), (2).

Соли кальция, магния, полученные при взаимодействии породы с сульфаминовой кислотой, легко растворимы в воде, что исключает образование вторичных осадков.

НПАВ представляет собой оксиэтилированный алкилфенол - Неонол АФ9-6. Содержание НПАВ в кислотном составе позволяет снизить межфазное натяжение кислотного состава на границе с нефтью, снизить скорость реакции кислотного состава с породой, что увеличивает проникающую способность кислотного состава в пласт и, как следствие, повышает эффективность кислотной обработки призабойной зоны пласта.

Одной из проблем кислотных обработок является техногенная кольматация призабойной зоны пласта. В частности, при прохождении кислотного состава через насосно-компрессорную трубу (НКТ) происходит попадание соединений трехвалентного железа в раствор, которые в кислой среде растворяются, а при нейтрализации кислоты (изменении pH среды) могут выпадать в осадок в виде геля гидроксида железа в призабойной зоне пласта, вызывая вторичную кольматацию. Для снижения рисков выпадения соединений железа используют добавку комплексообразующего агента - уксуснокислый аммоний. Кроме того, уксуснокислый аммоний служит замедлителем скорости реакции кислотного состава с породой.

Уксуснокислый аммоний представляет собой белые кристаллы. Хорошо растворяется в пресной воде. Уксуснокислый аммоний реагирует с сульфаминовой кислотой по реакции (3) с образованием уксусной кислоты и сульфамата аммония. Уксусная кислота препятствует образованию нерастворимого осадка трехвалентного железа, образуя хорошо растворимую и слабодиссоциирующую соль - ацетат трехвалентного железа (4). Сульфамат аммония постепенно гидролизуется по реакции (5) с образованием сульфаминовой кислоты, что обеспечивает регенерацию кислоты в пласте.

NH2SO3NH4 + H2O → NH3*H2O + HSO3NH2 (5)

В качестве загустителя кислотного состава используют биополимер - ксантан, представляющий собой высокомолекулярный экзополисахарид микробного происхождения. Одним из положительных свойств биополимера является малая чувствительность к ионной силе раствора.

В качестве АПАВ используют альфа-олефин сульфонат. АПАВ в кислотном составе позволяет снизить межфазное натяжение на границе с нефтью. Кроме того, ионный заряд ПАВ при воздействии состава на пласт позволяет изменить его смачиваемость, адсорбируясь на породе, молекулы ПАВ гидрофобизируют ее, тем самым снижая фазовую проницаемость для нефти в каналах, образовавшихся в процессе кислотной обработки.

Кислотный состав представляет собой гомогенную систему, которая обладает замедленной скоростью реакции с породой, уменьшает количество кольматирующих элементов, обеспечивает снижение межфазного натяжения на границе с нефтью.

Для приготовления кислотного состава используется вода с минерализацией не более 1 г/дм3.

По первому варианту кислотный состав готовится следующим образом.

Сульфаминовая кислота, НПАВ, уксуснокислый аммоний дозируются в товарной форме при перемешивании в воду с использованием механической мешалки.

По второму варианту кислотный состав готовится следующим образом.

Сульфаминовая кислота, НПАВ, биополимер, уксуснокислый аммоний дозируются в товарной форме при перемешивании в воду с использованием механической мешалки.

По третьему варианту кислотный состав готовится следующим образом.

Сульфаминовая кислота, НПАВ, уксуснокислый аммоний, АПАВ дозируются в товарной форме при перемешивании в воду с использованием механической мешалки.

По четвертому варианту кислотный состав готовится следующим образом.

Сульфаминовая кислота, НПАВ, биополимер, уксуснокислый аммоний, АПАВ дозируются в товарной форме при перемешивании в воду с использованием механической мешалки.

Примеры приготовления кислотных составов в лабораторных условиях.

Пример 1 (по первому варианту).

Для приготовления состава при следующем соотношении компонентов, мас.%:

сульфаминовая кислота 10,0
НПАВ 0,5
уксуснокислый аммоний 2,0
вода с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное,

к 87,5 г воды при последовательном перемешивании добавляют 10 г сульфаминовой кислоты, 0,5 г НПАВ и 2 г уксуснокислого аммония (опыт 3, табл. 1).

Пример 2 (предлагаемый кислотный состав по второму варианту).

Для приготовления состава при следующем соотношении компонентов, мас.%:

сульфаминовая кислота 10,0
НПАВ 1,0
биополимер 0,2
уксуснокислый аммоний 3,0
вода с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное,

к 85,8 г воды при последовательном перемешивании добавляют 10 г сульфаминовой кислоты, 1,0 г НПАВ, 0,2 г биополимера и 2 г уксуснокислого аммония (опыт 14, табл. 1).

Пример 3 (предлагаемый кислотный состав по третьему варианту).

Для приготовления состава при следующем соотношении компонентов, мас.%:

сульфаминовая кислота 8,0
НПАВ 0,8
уксуснокислый аммоний 2,5
АПАВ 0,5
вода с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное,

к 88,2 г воды при последовательном перемешивании добавляют 10 г сульфаминовой кислоты, 0,5 г НПАВ, 2 г уксуснокислого аммония и 0,5 г АПАВ (опыт 25, табл. 1).

Пример 4 (предлагаемый кислотный состав по четвертому варианту). Для приготовления состава при следующем соотношении компонентов, мас.%:

сульфаминовая кислота 12,0
НПАВ 0,8
биополимер 0,1
уксуснокислый аммоний 4,0
АПАВ 0,1
вода с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное,

к 83 г воды при последовательном перемешивании добавляют 12 г сульфаминовой кислоты, 0,8 г НПАВ, 0,1 г биополимера, 4 г уксуснокислого аммония и 0,1 г АПАВ (опыт 39, табл. 1).

Аналогичным образом готовят и другие кислотные составы, варьируя компоненты и их содержание (см. табл. 1).

Эффективность действия кислотного состава достигается стабилизацией ионов трехвалентного железа. На фиг. 1 показана зависимость максимально возможного содержания стабилизированного иона трехвалентного железа в кислотном составе от массовой доли уксуснокислого аммония.

В лабораторных условиях эффективность кислотного состава оценивали по величине межфазного натяжения на границе кислотного состава с нефтью методом вращающей капли с помощью тензиометра SVT-15N (DataPhysics, Германия).

Результаты исследования межфазного натяжения кислотного состава на границе с нефтью представлены в табл. 1.

Из табл.1 видно, что предлагаемые кислотные составы обладают существенно более низким межфазным натяжением на границе с нефтью по сравнению с прототипом. Межфазное натяжение предлагаемых составов по сравнению с прототипом ниже в 3-50 раз. Снижение концентрации компонентов в предлагаемых кислотных составах не обеспечивает эффективного снижения межфазного натяжения кислотного состава на границе с нефтью. Увеличение концентрации компонентов в кислотных составах нецелесообразно вследствие незначительного повышения эффективности при удорожании приготовления состава.

Таким образом, предлагаемые кислотные составы повышают эффективность воздействия на пласт путем исключения загрязнения призабойной зоны пласта вторичными осадками за счет стабилизации ионов трехвалентного железа, увеличения проникающей способности кислотного состава за счет снижения межфазного натяжения на границе с нефтью, увеличения текущей нефтеотдачи пласта.

1. Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий сульфаминовую кислоту, неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ и воду, отличающийся тем, что указанный состав дополнительно содержит стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас.%:

сульфаминовая кислота 5,0-15,0
НПАВ 0,05-1,5
уксуснокислый аммоний 1,0-6,0
вода с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное

2. Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий сульфаминовую кислоту, НПАВ и воду, отличающийся тем, что указанный состав дополнительно содержит биополимер и стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас.%:

сульфаминовая кислота 5,0-15,0
НПАВ 0,05-1,5
биополимер 0,01-0,3
уксуснокислый аммоний 1,0-6,0
вода с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное

3. Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий сульфаминовую кислоту, НПАВ и воду, отличающийся тем, что указанный состав дополнительно содержит стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний и анионогенное поверхностно-активное вещество - АПАВ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

сульфаминовая кислота 5,0-15,0
НПАВ 0,05-1,5
уксуснокислый аммоний 1,0-6,0
АПАВ 0,01-0,5
вода с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное

4. Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий сульфаминовую кислоту, НПАВ и воду, отличающийся тем, что указанный состав дополнительно содержит биополимер, стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний и АПАВ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

сульфаминовая кислота 5,0-15,0
НПАВ 0,05-1,5
биополимер 0,01-0,3
уксуснокислый аммоний 1,0-6,0
АПАВ 0,01-0,5
вода с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение энергетических затрат путем сокращения объемов закачки пара в пласт, увеличение дебита в 2-2,5 раза с разрабатываемого участка залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки, предотвращение техногенных обрушений горных пород над выработанной залежью.

Настоящее изобретение относится к улучшению извлечения нефти из подземных образований. Применение по меньшей мере одного неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ, выбранного из соединений формулы R-O-(-CH2-CH(-CH3)-O-)m-(-CH2-CH2-O-)n-H, где R - додецильная группа -(CH2)11-(CH3), m - число от 0 до 20; n- число, превышающее m и равное от 5 до 40, для предотвращения удержания анионного ПАВ в нефтяном коллекторе, в частности в карбонатном или глинистом коллекторе, указанное НПАВ применяется по меньшей мере в качестве средства, препятствующего удержанию АПАВ, вводимого в комбинации с ним, и/или в качестве защитного средства, вводимого перед введением АПАВ, и/или для десорбции АПАВ, предварительно заключенных в коллекторе.

Группа изобретений относится к способу прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов, фонтанирования из буровой скважины для добычи углеводородов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ. Может быть использовано для ликвидации заколонных перетоков в скважине, отключения пластов и герметизации эксплуатационных колонн.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяной залежи.

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки нефтяных пластов. Технический результат заявленного изобретения заключается в повышении эффективности микробиологического воздействия на пласт и увеличения охвата пласта, снижении обводненности.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений и добыче нефти, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к мицеллярным растворам для извлечения нефти из пластов. Технический результат - повышение интенсификации добычи нефти повышенной и высокой вязкости из нефтенасыщенной части продуктивного пласта и ограничение водопритока из водонасыщенной части этого же пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке карбонатных нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции.

Группа изобретений относится к области техники, связанной с использованием раствора(ов) на основе полимеров в подземных пластах месторождений, в частности в методах повышения нефтеотдачи пласта.

Изобретение относится к жидкостям для гидроразрыва подземных пластов при добыче углеводородов. Способ выбора поверхностно-активного вещества (ПАВ) для применения в жидкости для гидроразрыва при обработке подземного пласта, содержащий обеспечение по меньшей мере двух ПАВ, взятие пробы воды из обрабатываемого пласта, взятие пробы неочищенной нефти из обрабатываемого пласта, взятие керна из обрабатываемого пласта, выбор проппанта для применения в обрабатываемом пласте, смешивание каждого из ПАВ с указанной пробой воды с созданием образцов смеси ПАВ и указанной пробы воды, определение растворимости ПАВ для каждого указанного образца смеси ПАВ и пробы воды и присвоение показателя качества по растворимости каждому ПАВ, определение динамического поверхностного натяжения ПАВ для каждого указанного образца смеси ПАВ и пробы воды и присвоение показателя качества по динамическому поверхностному натяжению каждому ПАВ, смешивание каждого из ПАВ с указанной пробой нефти с созданием образцов смеси ПАВ и указанной пробы нефти, определение поверхностного натяжения на границе раздела фаз между растворами ПАВ и неочищенной нефтью для каждого ПАВ и пробы нефти и присвоение показателя качества по поверхностному натяжению на границе раздела фаз каждому ПАВ, определение способности создавать эмульсию растворами ПАВ и неочищенной нефтью для каждого ПАВ и пробы нефти и присвоение показателя качества по способности создавать эмульсию каждому ПАВ, прокачивание раствора каждого из ПАВ через насыщенный пробой неочищенной нефти измельченный указанный керн с получением эффлюента, определение нефтеотдачи для каждого ПАВ по эффлюенту и присвоение показателя качества по нефтеотдаче каждому ПАВ, определение в указанном керне капиллярного давления для каждого ПАВ и присвоение показателя качества по капиллярному давлению каждому ПАВ, определение адсорбции на выбранном проппанте для каждого ПАВ и присвоение показателя качества по адсорбции на выбранном проппанте каждому ПАВ, суммирование для каждого ПАВ полученных показателей качества по меньшей мере по двум указанным выше характеристикам и выбор ПАВ с наибольшим значением суммы показателей качества. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки пласта. 7 з.п. ф-лы, 7 пр., 5 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - сокращение времени бурения, сохранение устойчивости бурового раствора, охрана окружающей среды с одновременным уменьшением стоимости бурового раствора. Полимер-эмульсионный буровой раствор содержит комплексный реагент Unidrill, состоящий из органических кислот, являющихся пластификаторами, гидрофобизаторов и ингибиторов, причем пластификаторы представляют собой соли щавелевой кислоты совместно с оксидами амфотерных металлов, а гидрофобизаторы - соли щавелевой кислоты совместно с оксидами амфотерных металлов и с солями бромоводородной кислоты, а ингибиторы представляют собой микрогели, при следующем соотношении ингредиентов бурового раствора, мас.%: реология - Xhantan Gum 0,2-0,5; фильтрация - Fitter Check 2-2,5; фильтрация - РАС-LV 0,5-1; ингибитор – MgO 0,5-2; карбонат кальция 5-50; комплексный реагент Unidrill 25-30; дисперсная среда – вода остальное; смазывающая добавка СБУ-ДР 5-10 от объема. 1 табл., 1 ил.

Настоящее изобретение относится к области добычи газа и конденсата газового, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений (ГМ) и газоконденсатных месторождений (ГКМ), в продукции которых содержится высокоминерализованная пластовая вода (общая минерализация 50-200 г/л) и высокое содержание УВК до 50%. Технологическая смесь для удаления пластовой жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую воду и газовый конденсат, из газовых и газоконденсатных скважин, содержащая неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ Полиэтиленгликоль - 4000, дополнительно содержит НПАВ Синтанол АЛМ-10, а также анионное ПАВ Натрий додецилсульфат, при следующем соотношении компонентов, мас.%: Полиэтиленгликоль–4000 70-80, Синтанол АЛМ-10 - 5-10, Натрий додецилсульфат 15-25. Технический результат - обеспечение эффективного удаления пластовой жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую воду и УВК, из газовых и газоконденсатных скважин технологией использования целевого ПАВ. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидромеханического упрочнения ствола в процессе бурения скважин различного назначения. Техническим результатом изобретения является нелинейное повышение показателей качества и эффективности строительства скважин гидромеханическим уплотнением ствола до градиента горного давления. Способ обработки ствола скважины включает подачу гидромониторных струй бурового раствора на стенки скважины в процессе бурения, введение в него портландцемента с концентрацией 3÷4% вес. для формирования в приствольной зоне мгновенно твердеющего зацементированного экрана глубиной до 50 мм, повышающего гидромеханическую прочность ствола скважины при действии репрессии в интервале 0,20÷0,23⋅10-1 МПа/м, а при депрессии - в интервале 0,3÷0,5⋅10-1 МПа/м. Гидромеханическую кольматацию ствола скважины проводят одновременно с бурением при скорости истечения бурового раствора из насадки 30÷150 м/с с частотой вращения долота 0,5÷2,5 с-1 и силой динамического удара струи в стенку скважины 0,12÷0,65 тс. Время контакта пятна струи и горной породы составляет 0,01÷0,001 с. 2 табл.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта при наличии попутной и/или подошвенной воды. Способ включает спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку гелированной жидкости по колонне труб в интервал продуктивного пласта с образованием трещины разрыва, крепление трещины разрыва закачкой жидкости-носителя с проппантом, покрытым резиновой оболочкой, проведение ГРП, стравливание давления и извлечение колонны труб из скважины. Спуск колонны труб с пакером в скважину производят так, чтобы нижний конец колонны труб находился выше кровли пласта на 1,5 м, определяют общий объем гелированной жидкости по следующей формуле: Vг=k⋅Hп, где Vг - общий объем гелированной жидкости, м3; k=11-12 - коэффициент перевода, м3/м, примем k=11; Hп - высота интервала перфорации пласта, м, производят закачку гелированной жидкости по колонне труб в интервал продуктивного пласта с образованием трещины разрыва, оставшийся объем гелированной жидкости используют в качестве жидкости-носителя в процессе крепления трещины. При этом крепление трещины выполняют в два этапа, причем на первом этапе осуществляют закачку жидкости-носителя с проппантом фракции 12/18, покрытым резино-полимерной композицией, в количестве 30% от общего количества проппанта, а на втором этапе - закачку жидкости-носителя с проппантом фракции 20/40 в количестве 70% от общего количества проппанта с наполнителем стекловолокном в количестве 1,5% от веса проппанта, закачанного на втором этапе, производят разгерметизацию пакера и извлекают колонну труб с пакером из скважины. Технический результат заключается в повышении надежности реализации способа. 2 ил.

Настоящее изобретение относится к повышению нефтедобычи, когда углеводороды не протекают под действием естественных сил. Дисперсия для повышения нефтедобычи, содержащая диоксид углерода в жидком или сверхкритическом состоянии, разбавитель из группы, состоящей из воды, соляного раствора, реликтовой воды, поверхностной воды, дистиллированной воды, воды, обогащенной углекислотой, морской воды и их сочетаний и неионное поверхностно-активное вещество, получаемое реакцией алкоксилирования первого эпоксида, второго эпоксида, отличного от первого эпоксида, и группы первичного алифатического амина, ковалентно связанного с третичным атомом углерода С4-С30 разветвленного алкилмоноамина. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат – повышение эффективности заводнения. 9 з.п. ф-лы, 8 пр., 3 табл., 2 ил.

Группа изобретений относится к использованию буферных жидкостей в подземных пластах. Технический результат – повышение эффективности вытеснения жидкости в стволе скважины буферной жидкостью перед введением другой жидкости, улучшение удаления твердых веществ, разделение физически несовместимых жидкостей. Способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включает разработку буферной жидкости для соответствия по меньшей мере одному свойству в предопределенных условиях ствола скважины, где свойство выбрано из группы, состоящей из: предела текучести от приблизительно 25 Па до приблизительно 250 Па, статического напряжения сдвига геля от приблизительно 70 фунт-силы/100 фут2 (137 Па) до приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па), предела текучести при сжатии от приблизительно 1 psi (7 кПа) до приблизительно 2000 psi (13790 кПа) и неограниченной прочности при одноосном сжатии от приблизительно 5 psi (34 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа); использование буферной жидкости для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; обеспечение по меньшей мере для части буферной жидкости возможности уплотнения в стволе скважины, и где часть буферной жидкости уплотняется в стволе скважины для соответствия определенному свойству. 8 н. и 65 з.п. ф-лы, 2 ил., 8 табл.,11 пр.

Изобретение относится к способу блокирования потока масляно-водной текучей среды с соотношением вода:масло, равным 70:30, через по меньшей мере один проход в подземной формации, через которую проходит ствол скважины, в котором осуществляют: (i) выбор композиций, концентраций и размеров жестких волокон, гибких волокон и твердых тампонирующих частиц; (ii) приготовление масляно-водной текучей среды, в которую добавляют волокна и частицы; и (iii) нагнетание блокирующей масляно-водной текучей среды в проход, при этом волокна образуют сетку поперек прохода, а твердые частицы тампонируют сетку, блокируя поток, причем жесткие волокна имеют диаметр от 20 мкм до 60 мкм и длину от 2 мм до 12 мм, при этом гибкие волокна имеют диаметр от 8 мкм до 19 мкм и длину от 2 мм до 12 мм. Изобретение также относится к интенсификации подземной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - обеспечение перенаправления текучей среды для интенсификации скважины, что позволяет текучей среде избегать областей с более высокой проницаемостью в породе формации и обрабатывать области с более низкой проницаемостью с улучшением, таким образом, результатов интенсификации. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 3 ил., 3 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пласта, и предназначено для использования при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Состав для повышения нефтеотдачи пласта, включающий неионогенное и анионоактивное поверхностно-активные вещества - НПАВ и АПАВ, кубовый остаток ректификации бутиловых спиртов - КОРБС, водорастворимый полимер - полиакриламид и минерализованную воду, содержит в качестве НПАВ - неонол АФ9-8 или АФ9-12, в качестве АПАВ - нефтяные сульфонаты, синтезированные на основе экстрактов селективной очистки масляных погонов N-метилпирролидоном или фенолом, полиакриламид с м.м. 1-16⋅106 г/моль и степенью гидролиза от 20 до 30% и минерализованную воду с минерализацией 0,6 - 142 г/л, при следующем соотношении компонентов, масс. %: указанные нефтяные сульфонаты 0,23-1,49, Неонол АФ 9-8 или АФ 9-12 0,13-2,29, КОРБС 0,25-0,84, указанный полиакриламид 0,015-0,087, указанная вода остальное. Технический результат – повышение эффективности вытеснения остаточной нефти после заводнения. 3 табл., 18 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтно-водоизоляционным работам в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - обеспечение изоляции воды в коллекторах любой проницаемости, их закрепление в прискважинной зоне пласта, ликвидация заколонных перетоков, ликвидация притока подошвенных вод установкой экрана в плоскости, ремонт эксплуатационных колонн. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах, включающий микродур R-U, полифункциональный модификатор PFM-ISO, суперпластификатор F-10 и воду при водоцементном отношении 1 при следующем соотношении компонентов, мас. %: микродур R-U 48,75-49,05, полифункциональный модификатор PFM-ISO 1,0-1,2%, суперпластификатор F-10 0,9-1,3%, вода - остальное. 7 табл.
Наверх