Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта

Авторы патента:

Карапетов Рустам Валерьевич (RU)

Акопов Арсен Сергеевич (RU)

Мохов Сергей Николаевич (RU)

Бекетов Сергей Борисович (RU)

C09K8/74 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2614994:

Карапетов Рустам Валерьевич (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение селективности растворения кислоторастворимых минералов терригенного коллектора и осадкоудерживающей способности. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: уксусную кислоту 15,0-40,0; фтористоводородную кислоту 1,0-3,0; тетранатриевую соль этилендиамин-N, N, N', N'-тетрауксусной кислоты трилон В 0,5-4,0; тринатриевую соль N-(гидроксиэтил) этилендиаминтриуксусной кислоты трилон D 1,5-6,0; аммоний хлористый 3,0-7,0; N-лаурил-β-иминодипропионат натрия Deriphat 160 С 0,5-2,0; ингибитор коррозии 2,0-6,0; воду остальное. 2 ил., 3 пр.

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составу для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта, и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны продуктивных нефтяных, газовых и газоконденсатных пластов.

Уровень техники

Известен состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту и газолин, при этом он дополнительно содержит двууглекислый натрий при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:

соляная кислота	43-59
газолин	100
двууглекислый натрий	20-27

(см. а.с. SU №775299, МПК Е21В 43/27, опубл. 30.10.1980 г.).

Недостатком данного состава является неглубокий охват пласта кислотным воздействием.

Известен состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий соляную и плавиковую кислоты и воду, при этом он дополнительно содержит органический растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:

соляная кислота	10-17
плавиковая кислота	1,5-5,0
органический растворитель	25-35
вода	остальное

Состав дополнительно содержит сернокислый алюминий и/или сернокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас.%:

соляная кислота	10-17
плавиковая кислота	1,5-5,0
органический растворитель	25-35
сернокислый алюминий и/или сернокислый аммоний	2-9
вода	остальное

В составе в качестве растворителя используют флотореагент Т-66 или флотореагент оксаль Т-80, побочный продукт производства 4,4 диметилдиоксана или водноспиртовую смесь, отход производства ТПМ-2-полимера (см. пат. RU №2058362, МПК С09К 3/00, Е21В 43/27, опубл. 20.04.1996 г.).

Недостатком данного состава является его недостаточная эффективность при обработке призабойной зоны пласта.

Известен состав по способу обработки призабойной зоны нефтяного пласта путем закачки кислотного состава, при этом дополнительно закачивают щелочной состав с последующей выдержкой, причем кислотный состав содержит соляную кислоту или смесь соляной и плавиковой кислот, Неонол АФ9-6 или Неонол АФ9-12, растворитель и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

соляная кислота или смесь соляной и плавиковой кислот	7,0-20,0
Неонол АФ9-6 или Неонол АФ9-12	0,5-10,0
растворитель	1,0-40,0
вода	остальное

а щелочной состав содержит Неонол АФ9-6 или Неонол АФ9-12, карбонат натрия и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Неонол АФ9-6 или Неонол АФ9-12	0,1-5,0
карбонат натрия	5,0-25,0
вода	остальное (см. пат. RU №2124123, МПК Е21В 43/27, опубл. 27.12.1998 г.).

Недостатком данного состава является то, что он эффективен при обработке лишь карбонатных коллекторов и не может применяться для обработки призабойных зон низкопроницаемых полимиктовых и заглинизированных коллекторов.

Известен состав по способу обработки призабойной зоны пласта, включающий циклическую закачку в пласт кислотного раствора и блокирующего состава, при этом кислотный раствор дополнительно содержит поверхностно-активное вещество и стабилизатор ионов железа, в качестве блокирующего состава используют водный гель на основе полисахарида со смешивателем, объем водного геля составляет 40-70% от объема кислотного раствора, при закачке их диспергируют азотом, обработку завершают закачкой указанного кислотного раствора с продавкой его технической водой и азотом (см. пат. RU №2368769, МПК Е21В 43/27, опубл. 27.09.2009 г.).

Недостатком данного состава по способу обработки призабойной зоны пласта является его недостаточная эффективность при обработке призабойной зоны пласта.

Известен состав по способу обработки призабойной зоны пласта путем закачки в него кислотного раствора, при этом перед закачкой кислотного раствора скважина глушится раствором гидроксида щелочного металла с добавлением хлорида калия и/или натрия в количестве 0-35,0 мас.% для подбора оптимальной плотности состава, затем в скважину закачивается водный раствор соляной кислоты 4,0-8,0 мас.% и фтористоводородной кислоты концентрации 0,5-1,5 мас.% с добавлением динатриевой соли этилендиамин-тетрауксусной кислоты (трилон В) в количестве 0,01-0,5 мас.%, додецилсульфата натрия в количестве 0,01-0,1 мас.%, после чего производится закачка в пласт водного раствора гидрофобизатора НГ-1 концентрации 0,01-2 мас.% (см. пат. RU №2475638 С1, МПК Е21В 43/27, Е21В 43/22, С09К 8/72, опубл. 20.02.2013 г.).

Недостатком приведенного кислотного состава является следующее.

При выборе кислотных составов и технологий для обработки прискважинной зоны пласта необходимо соблюдать ряд условий: кислотные составы должны сохранять матрицу породы (для предотвращения выноса освобожденных зерен породообразующих минералов), удерживать в виде суспензии мелкие частицы цемента (каолинит, гидрослюда, хлорит), отделившиеся от стенок поровых каналов, способствовать предотвращению выпадения нерастворимых осадков - продуктов реакции в поровом пространстве пород-коллекторов.

Данный кислотный состав содержит соляную кислоту, которая является агрессивной по отношению к матрице породы, в результате чего происходит вынос освобожденных зерен породообразующих минералов, которые закупоривают флюидопроводящие каналы, снижая, таким образом, продуктивность скважины. Т.о., селективность данного состава невелика. Высокая скорость растворения породы приводит к тому, что радиус проникновения кислоты будет небольшим, значительная часть кольматанта останется в пласте.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому положительному эффекту и принятым авторами за прототип является состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта по способу обработки призабойной зоны скважины, включающему закачку, продавку в зону продуктивного пласта кислотного реагента, содержащего галоидоводородную кислоту, поверхностно-активное вещество, растворитель, технологическую выдержку и извлечение продуктов путем депрессионного воздействия, при этом кислотный реагент дополнительно содержит комплексообразователь, уксусную, или лимонную, или борную, или муравьиную, или хлоруксусную кислоту, или алкилбензосульфокислоту, а в качестве растворителя - воду при следующем соотношении компонентов, мас. %:

галоидоводородная кислота	0,5-5,0
уксусная, или лимонная,

или борная, или муравьиная,

или хлоруксусная кислота, или
алкилбензосульфокислота	8,0-85,0
поверхностно-активное вещество	0,2-5,0
комплексообразователь	0,1-1,0
вода	остальное

(см. пат. RU №2467164, МПК Е21В 43/27, С09К 8/74, опубл. 20.11.2012 г.).

Недостатком данного реагента является невысокая селективность растворения кислоторастворимых минералов терригенного коллектора, а также невысокая осадкоудерживающая способность, так как кислотный реагент может содержать соляную кислоту, которая обладает большой растворяющей способностью, в результате чего селективность состава будет низкой. Высокая скорость растворения породы приводит к тому, что радиус проникновения кислоты будет небольшим, значительная часть кольматанта останется в пласте.

Кислотный реагент, не содержащий фтористоводородной кислоты, имеет низкую растворяющую способность по отношению к силикатным породам, что объясняется не только адсорбцией поверхностно-активных веществ, но и замедленной реакцией органических кислот с горной породой.

В качестве комплексообразователя в кислотном реагенте используются оксиэтилиденфосфонат натрия либо нитрилотриметиленфосфонат натрия, нитрилотриметиленфосфонат натрия-цинка, предотвращающие выпадение в осадок нерастворимых соединений железа и алюминия. Однако эксперименты показывают, что при добавлении раствора хлорида железа к составу, содержащему нитрилотриметиленфосфонат натрия, мгновенно образуется белый осадок, количество которого растет с увеличением концентрации соли железа (см. фиг. 1).

Раскрытие изобретения

Задачей предлагаемого изобретения является разработка состава для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта, обладающего повышением селективности растворения кислоторастворимых минералов терригенного коллектора и повышением осадкоудерживающей способности.

Технический результат, который может быть получен с помощью предлагаемого изобретения, сводится к повышению селективности растворения кислоторастворимых минералов терригенного коллектора и осадкоудерживающей способности.

Технический результат достигается с помощью состава для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта, содержащего уксусную кислоту, ингибитор коррозии и воду, при этом он дополнительно содержит фтористоводородную кислоту, трилон В, трилон D, аммоний хлористый, Deriphat 160°С при следующем соотношении компонентов, мас.%:

уксусная кислота	15,0-40,0
фтористоводородная кислота	1,0-3,0
трилон В	0,5-4,0
трилон D	1,5-6,0
аммоний хлористый	3,0-7,0
Deriphat 160 С	0,5-2,0
ингибитор коррозии	2,0-6,0
вода	остальное

Таким образом, состав для кислотной обработки, дополнительно содержащий фтористоводородную кислоту, трилон В, трилон D, аммоний хлористый, Deriphat 160 С, имеет высокую растворяющую способность по отношению к силикатным породам, при этом основной задачей кислотной обработки скважин является восстановление коллекторских свойств в призабойной зоне пласта за счет разрушения, перевода в раствор и выноса в ствол скважины кольматирующих твердых частиц естественного и техногенного происхождения, а также за счет улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны путем расширения уже существующих и создания новых флюидо-проводящих каналов по всей перфорированной ширине пласта.

Сущность приготовления состава для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта заключается в следующем: берут уксусную кислоту, ингибитор коррозии и воду, при этом в состав дополнительно вносят фтористоводородную кислоту, трилон В, трилон D, аммоний хлористый, Deriphat 160 С при следующем соотношении компонентов в мас. %:

уксусная кислота	15,0-40,0
фтористоводородная кислота	1,0-3,0
трилон В	0,5-4,0
трилон D	1,5-6,0
аммоний хлористый	3,0-7,0
Deriphat 160 С	0,5-2,0
ингибитор коррозии	2,0-6,0
вода	остальное

Краткое описание чертежей и иных материалов

На фиг. 1 дан состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта, график зависимости содержания твердой фазы в кислотном растворе от концентрации железа.

На фиг. 2 – то же, испытание предлагаемого состава для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта.

Осуществление изобретения

Примеры конкретного выполнения состава для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта.

В качестве комплексообразователя в кислотном реагенте используются оксиэтилиденфосфонат натрия либо нитрилотриметиленфосфонат натрия, нитрилотриметиленфосфонат натрия-цинка, предотвращающие выпадения в осадок нерастворимых соединений железа и алюминия. Однако эксперименты показывают, что при добавлении раствора хлорида железа к составу, содержащему нитрилотриметиленфосфонат натрия, мгновенно образуется белый осадок, количество которого растет с увеличением концентрации соли железа (см. фиг. 1). Согласно приведенному графику пороговая концентрация хлорида железа (III), при введении которой происходит процесс осаждения нерастворимого комплексного соединения, составляет 0,001 масс. %.

Осадкообразование наблюдается и в системе «Fe - оксиэтилиденфосфоновая кислота» (см. Потапов С.А. и др. О применении цинкового комплекса ОЭДФ в системах теплоснабжения и горячего водоснабжения // Энергосбережение и водоподготовка. - 2004. - №4. - с. 57-60).

Таким образом, данный кислотный состав будет иметь низкую эффективность за счет того, что не только не обеспечивается эффективное связывание ионов железа, но и образуется нерастворимый осадок комплексного соединения железа и нитрилотриметиленфосфоновой либо оксиэтилидендифосфоновой кислот, приводящий к кольматации продуктивного пласта. Осадкоудерживающая способность состава будет низкой.

Предлагаемый состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта содержит, мас. %:

уксусная кислота	15,0-40,0
фтористоводородная кислота	1,0-3,0
трилон В	0,5-4,0
трилон D	1,5-6,0
аммоний хлористый	3,0-7,0
Deriphat 160 С	0,5-2,0
ингибитор коррозии	2,0-6,0
вода	остальное

В мировой практике применения технологий интенсификации добычи наиболее используемым методом воздействия на призабойную зону пласта для увеличения или восстановления продуктивности добывающих скважин является кислотная обработка скважины.

В кислотных составах на основе соляной кислоты происходит быстрая нейтрализация соляной кислоты, при этом радиус проникновения кислоты, как правило, невелик. Скорость взаимодействия соляной кислоты с глинистыми минералами и карбонатами еще более увеличится при повышении температуры, следовательно, для кислотной обработки скважин, в особенности высокотемпературных, предпочтение следует отдавать слабым органическим кислотам, таким как уксусная, а также поликарбоксилатным комплексонам.

При взаимодействии ингредиентов состава - хлористого аммония и уксусной кислоты образуется соляная кислота:

NH₄Cl + СН₃СООН = НСl + CH₃COONH₄

Реакция обратима, в результате чего происходит постепенная нейтрализация карбонатов и глин выделяющейся соляной кислотой.

Обратимое взаимодействие солей поликарбоксилатных кислот - трилона В и трилона D с уксусной кислотой приводит к образованию ацетата натрия:

4СН₃СООН + Na₄ЭДТА = 4CH₃COONa + Н₄ЭДТА;

3СН₃СООН + Na₃ГЭДТА = 3CH₃COONa + Н₃ГЭДТА.

Ацетат натрия в смеси с избытком уксусной кислоты проявляет буферные свойства - позволяет поддерживать кислотность раствора на необходимом уровне, тогда как при применении кислотных составов на основе соляной кислоты происходит резкое снижение кислотности. Свойства буферной смеси будут иметь и смесь трилонов и их протонированных форм - Н₄ЭДТА и Н₃ГЭДТА.

Применение растворов слабых кислот позволяет повысить селективность растворения глинистых и карбонатных минералов, в минимальной степени воздействуя на скелет породы.

Проблемы, связанные с проведением кислотных обработок в терригенных коллекторах, содержащих большое количество глинистых минералов и примеси карбонатов, сопряжены в первую очередь с высокой вероятностью выпадения нерастворимых осадков в результате реакции между кислотой и минералами, составляющими продуктивный пласт. Образовавшиеся нежелательные осадки способны приводить к кольматации пор, что, в свою очередь, может привести к резкому снижению продуктивности добывающих скважин.

При кислотной обработке терригенных пород с помощью фтористоводородной кислоты или ее производных образование осадков различного состава практически неизбежно. В конечном счете, эффективность обработки и долгосрочность эффекта зависит от количества выпавших осадков. Однако этот фактор контролируется введением хелатных агентов (комплексонов) в кислотную композицию. ЭДТА, образующаяся при растворении Трилона Б в растворах сильных кислот, имеет недостаточную растворимость в растворах кислот, тогда как ГЭДТА, солью которой является трилон D, лучше растворима в кислотах. При этом устойчивость комплексного соединения железа с ЭДТА выше, чем с ГЭДТА. Таким образом, совмещение двух комплексонов в кислотном составе позволяет увеличить растворимость комплексонов в кислотном растворе при высокой связывающей способности по железу.

Для приготовления состава для кислотной обработки терригенных коллекторов используются:

Трилон D - тринатриевая соль N -(гидроксиэтил) этилендиаминтриуксусной кислоты (ГЭДТА-Na₃) производства компании BASF (ФРГ);

Трилон В - тетранатриевая соль этилендиамин-N, N, N', N'-тетрауксусной кислоты производства компании BASF (ФРГ);

Кислота уксусная по ГОСТ 61-75;

Аммоний хлористый по ГОСТ 3773-72;

Кислота фтористоводородная по ГОСТ 10484-78;

Deriphat 160 С - N-лаурил-β-иминодипропионат натрия производства компании BASF (ФРГ);

Ингибитор коррозии ACI производства компании THUAN PHONG Co., Ltd (СРВ) либо аналогичный реагент.

Сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами.

Пример 1. Для приготовления 100 г кислотного состава к 73,2 мл технической воды приливают 14,4 мл (15 мас. %) уксусной кислоты, 1,7 мл (1,0 мас. %) 50%-ной фтористоводородной кислоты, 0,5 г (0,5 мас. %) трилона В, 2,9 мл (1,5 мас. %) 40%-ного раствора трилона D, 3 г (3,0 мас. %) аммония хлористого, 0,5 г реагента Deriphat 160 С и 5 г (5,0 мас. %) ингибитора коррозии ACI. Полученный состав перемешивают в течение 10 мин.

Проводят лабораторные испытания кислотного состава, свойства которого: растворимость горной породы в кислотном составе - 9,4 мас. %, селективность растворения кислоторастворимых минералов - 75,2%; осадкоудерживающая способность - 93,4%.

Проводят все операции, как указано в примере 1. Свойства кислотного состава: растворимость горной породы в кислотном составе - 14,7 мас.%, селективность растворения кислоторастворимых минералов - 117,6%; осадкоудерживающая способность - 98,7%.

Проводят лабораторные испытания кислотного состава, свойства которого: растворимость горной породы в кислотном составе - 12,3 мас. %, селективность растворения кислоторастворимых минералов - 98,4%; осадкоудерживающая способность - 96,9%.

Содержание в кислотном составе уксусной кислоты менее 15,0 мас. %, фтористоводородной кислоты менее 1,0 мас. %, трилона В менее 0,5 мас. %, трилона D менее 1,5 мас. %, аммония хлористого менее 3,0 мас. %, Deriphat 160 С менее 0,5 мас. %, ингибитора коррозии менее 2,0 мас.% отрицательно влияет на технологические свойства - растворимость горной породы в кислотном составе, селективность растворения кислоторастворимых минералов и осадкоудерживающая способность состава снижаются.

Содержание в кислотном составе уксусной кислоты более 40,0 мас. %, фтористоводородной кислоты более 3,0 мас. %, трилона В более 4,0 мас. %, трилона D более 6,0 мас. %, аммония хлористого более 7,0 мас. %, Deriphat 160 С более 2,0 мас. %, ингибитора коррозии более 6,0 мас. % нецелесообразно, так как происходит увеличение растворимости горной породы в кислотном составе, при этом селективность растворения кислоторастворимых минералов снижается. Общую растворимость горных пород терригенного коллектора определяют гравиметрическим методом как отношение убыли массы навески измельченного и высушенного до постоянной массы кернового материала до и после обработки кислотной композицией к исходной массе навески.

На аналитических весах взвешивают 2 г кернового материала с точностью до 0,0001 г. Навеску аккуратно переносят в тефлоновый стакан, в который приливают 30 мл рабочего раствора кислотной композиции. После тщательного перемешивания стакан герметично закрывают крышкой. Температура эксперимента составляет 20°С, время эксперимента - 24 часа. По истечении заданного времени содержимое стакана переносят на бумажный фильтр, который был предварительно доведен до постоянной массы. Осадок на фильтре промывают дистиллированной водой. Полученный осадок на фильтре сушат в сушильном шкафу при температуре 105°С до постоянной массы. Растворимость породы Р, %, определяют по формуле:

Р=(m₁-m₂)⋅100/m₁,

где m₁ - масса образца породы до контакта с кислотным составом, г; m₂ - масса образца породы после контакта с кислотным составом, г.

Осадкоудерживающую способность по отношению к породе оценивают по количеству образовавшегося осадка, оставшегося на фильтре после фильтрации раствора кислоты, прореагировавшей с керновым материалом.

Q=100-((Δm_ф⋅100)/Δm_o),

где q - осадкоудерживающая способность, %; Δm_ф - масса образовавшегося осадка, осевшего на фильтре, г; Δm_o - убыль массы образца в результате реакции, г.

Селективность растворения кислоторастворимых минералов определялась как отношение массы навески горной породы, обработанной кислотным составом, к массе кислоторастворимых минералов, определенной по результатам рентгенофазового анализа.

Предлагаемое изобретение по сравнению с прототипом и другими известными техническими решениями имеет следующие преимущества:

- повышению селективности растворения кислоторастворимых минералов терригенного коллектора;

- осадкоудерживающая способность;

- увеличение продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин;

- стимулирование и интенсификация притока флюида из продуктивного пласта.

Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта, содержащий уксусную кислоту, ингибитор коррозии и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит фтористоводородную кислоту, трилон В, трилон D, аммоний хлористый, Deriphat 160 С при следующем соотношении компонентов, мас.%:

уксусная кислота	15,0-40,0
фтористоводородная кислота	1,0-3,0
трилон В	0,5-4,0
трилон D	1,5-6,0
аммоний хлористый	3,0-7,0
Deriphat 160 С	0,5-2,0
ингибитор коррозии	2,0-6,0
вода	остальное

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород в терригенных и солевых отложениях.

Катионный буровой раствор // 2614838

Катионный буровой раствор // 2614837

Способ гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера // 2614825

Настоящее изобретение относится к способу гидравлического разрыва подземного пласта. Способ гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера, включающий введение в ствол скважины водной текучей среды для гидравлического разрыва, содержащей полиэтиленоксид – ПЭО, в качестве агента снижения трения и неионный полимер - НП, и снижение трения водной текучей среды для гидравлического разрыва, когда указанная среда закачивается в ствол скважины, где НП защищает ПЭО от сдвигового разложения и где указанную среду вводят в ствол скважины при давлении, достаточном для создания или расширения гидравлического разрыва в подземном пласте, и массовое соотношение ПЭО и НП составляет от 1:20 до 20:1, и препятствование сдвиговому разложению ПЭО из-за турбулентного потока указанной среды.

Эмульгатор инвертных эмульсий // 2613975

Изобретение относится к эмульгаторам инвертных эмульсий и может быть использовано при получении однородной смеси двух несмешивающихся жидкостей, таких как нефть и вода, применяющихся в нефтедобывающей промышленности для увеличения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки.

Способ обработки бурового раствора // 2613709

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению горизонтальных стволов большой протяженности, связанного с развитием кустового бурения и, в том числе, со строительством скважин в условиях Крайнего Севера и континентального шельфа.

Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и газоносным горизонтом // 2613689

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта, содержащего прослой глины с газоносным горизонтом.

Способ изготовления магнийсиликатного проппанта и проппант // 2613676

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов средней плотности, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах // 2613067

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 повышения нефтеотдачи пласта // 2612773

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пласта, и предназначено для использования при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений.

Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах // 2614997

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных карбонатных пластах, в том числе ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым трещинам. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышении эффективности изоляции водопритоков за счет увеличения стойкости изолирующего геля к перепадам давления в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов. Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах включает приготовление и закачку в зону изоляции водного раствора полиалюминия хлорида и оставление скважины на реагирование. В изолируемый интервал закачивают последовательно 5-15 м3 водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с pH=3,5-5 и 10-25 м3 водной суспензии глинопорошка плотностью 1080-1320 кг/м3, указанный цикл закачивания повторяют от 1 до 5 раз в зависимости от приемистости. По окончании закачивания необходимого количества циклов дополнительно закачивают 15 м3 водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида, закачивание производится непрерывно. При резком возрастании давления закачивание суспензии глинопорошка прекращают и далее закачивают только водный раствор полиалюминия хлорида в запланированном объеме и оставляют скважину на реагирование в течение 24-48 ч. 2 табл.

Состав реагента для увеличения нефтеотдачи пластов // 2615002

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности к реагентам для повышения отдачи нефтеносных пластов, находящихся на различной стадии разработки. Технический результат - повышение эффективности и экономичности обработки. Состав реагента для увеличения нефтеотдачи пластов, включающий смесь натрий алкилбензосульфонатов (С18-С24), смесь полиэтиленгликолевых эфиров синтетических высших жирных спиртов (C16-C18), смесь моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов (CnH2n+1O(C2H4O)mH, где n=7-9, m=10-12) содержит компоненты в следующем соотношении, мас.%: указанная смесь натрий алкилбензосульфонатов 89,55, указанная смесь полиэтиленгликолевых эфиров синтетических высших жирных спиртов 9,95, указанная смесь моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов 0,5. 3 пр., 6 табл.

Магнийсиликатный проппант // 2615197

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления среднеплотных и легковесных керамических проппантов с насыпной плотностью 1,4 – 1,55 г/см3 из шихты на основе смеси термообработанного природного магнийсиликатного сырья и кварцполевошпатного песка. Магнийсиликатный проппант представляет собой керамические гранулы на основе метасиликата магния, изготовленные путем предварительной термообработки и помола исходных компонентов шихты, формования гранул, их обжига, охлаждения и рассева, где охлаждение осуществляют со скоростью 250°С/ч и более, а указанный метасиликат представлен протоэнстатитом и клиноэнстатитом при следующем их соотношении, об.%: протоэнстатит 55-95, клиноэнстатит 5-45. Технический результат – повышение устойчивости к циклическим сжимающим нагрузкам при сохранении требуемых прочностных характеристик. 2 пр., 2 табл.

Керамический расклинивающий агент и его способ получения // 2615563

Изобретение относится к керамическому расклинивающему агенту. Способ получения керамического расклинивающего агента включает стадии: а) подготовку, включающую измельчение исходных материалов, содержащих магнийсодержащий материал, и вспомогательных материалов с получением шихты, б) гранулирование шихты с получением гранул предшественника расклинивающего агента, в) обжиг гранул предшественника расклинивающего агента с получением гранул расклинивающего агента и стадию предварительного обжига магнийсодержащего материала в восстановительной атмосфере, которую проводят перед стадией а). Керамический расклинивающий агент, полученный указанным выше способом, характеризуется содержанием энстатита от 50 до 80 масс. % и магнезиоферрита от 4 до 8 масс. %. Способ обработки подземного пласта включает обеспечение указанного выше керамического расклинивающего агента, смешивание его с рабочей жидкостью для гидроразрыва пласта и введение полученной смеси в подземный пласт. Применение указанного выше керамического расклинивающего агента - для гидроразрыва подземного пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – улучшение эксплуатационных характеристик расклинивающего агента. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 табл., 6 пр.

Органический ингибитор глин для буровых растворов // 2616461

Изобретение относится к бурению нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин, а именно к органическим ингибиторам глин для буровых растворов. Технический результат - повышенине устойчивости глинистых минералов к гидратации и диспергируемости при бурении буровыми растворами на водной основе, предотвращение сальникообразования, снижение коллоидной фазы и повышение смазочных и противоприхватных свойств. Органический ингибитор глин для буровых растворов содержит смазочную добавку ФК-2000 Плюс, состоящую из жирных кислот триглицеридов подсолнечного, кукурузного, соевого, рапсового масла с числом углеродных атомов от 14 до 24 в количестве 50-80 мас.%, нейтрализующего агента в количестве 3-6 мас.%, полиэтиленгликолевого эфира моноизононилфенола с 6-12 мономерными звеньями в радикале в количестве 5-30 мас.% и воды остальное, Дипроксамин 157 и смесь растительных и минеральных масел в соотношении от 1:1 до 1:9 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: смазочная добавка ФК-2000 Плюс 4-8; Дипроксамин 157 6-28; смесь растительных и минеральных масел - остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Тампонажный состав // 2616629

Изобретение относится к области внутригрунтовой гидроизоляции сооружений различного назначения, а именно при создании внутригрунтовой объемной мембраны. Технический результат - повышение качества гидроизоляции заглубленных сооружений, находящихся под воздействием гидродинамических нагрузок в широком диапазоне глубин, при одновременном обеспечении экологичности работ, исключающих негативное воздействие изолирующего материала на окружающую среду. Поставленная задача решается тампонажным составом, содержащим, мас.%: 15-25 сополимерной непластифицированной акриловой эмульсии на основе стирола и эфиров метакриловой кислоты, 4-15 сополимера карбоновых кислот акрилового ряда, их эфиров и солей и 64-70 тонкодисперсных минеральных добавок. 1 табл.

Способ глушения нефтяной скважины с высоким газовым фактором в условиях наличия многолетнемерзлых пород // 2616632

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении надежности глушения нефтяных скважин и блокирования призабойной зоны продуктивного пласта в условиях ММП без их растепления. Способ глушения нефтяной скважины включает закачивание в скважину по колонне НКТ солевого раствора на основе хлорида калия с плотностью, необходимой для пластовых условий. Далее закачивают вязкоупругий состав, включающий солевой раствор на основе хлорида калия, 0,1 мас.% каустической соды и полимер-загуститель с наполнителем - 0,75 мас.% ксантановой камеди и с 2,5 мас.% вермикулита. Закаченные компоненты продавливают через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне и образовавшуюся в процессе гидроразрыва трещину разрыва в прискважинную зону с образованием на забое и в призабойной зоне пласта блокирующего экрана, непроницаемого для воды и газа, содержащегося в добываемой нефти. Затем закачивают по колонне НКТ в затрубное пространство только солевой раствор созданием прямой циркуляции между эксплуатационной колонной и спущенной в нее колонной НКТ. 2 ил.

Полимерторфощелочной буровой раствор // 2616634

Изобретение относится к бурению скважин. Технический результат - вскрытие продуктивных горизонтов в процессе бурения скважин с сохранением фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов. Полимерторфощелочной буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин в процессе бурения содержит, %: торф 5-8; калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5; пеногаситель МАС-200М 1-3; утяжелитель Барит 10-40; смазывающую добавку - сапропель 1-10; понизитель водоотдачи и флоккулянт - полимер DK DRILL 0,3-1,4; воду - остальное. 2 табл.

Твердый пенообразователь для удаления жидкого пластового флюида из газовых и газоконденсатных скважин // 2616637

Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата. Технический результат - повышение эффективности удаления жидкого пластового флюида из газовых и газоконденсатных скважин, продукция которых содержит пластовую воду с содержанием солей до 300 г/л при температуре до 85°C и содержанием углеводородного конденсата до 50 об. %. Твердый пенообразователь для удаления жидкого пластового флюида из газовых и газоконденсатных скважин, содержащий мас. %: сополимер суспензионный метилметакрилата с метакриловой кислотой марки метакрил - 354 К 5-20, поливинилпирролидон 10-25, неонол АФ 9-12 10-25, кальция гидроокись 5-20, вода остальное. 2 ил., 1 табл., 4 пр.

Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах // 2616893

Предложенное техническое решение относится к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах. Подготавливают водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21, в следующем соотношении компонентов, мас.%: хлорид натрия и/или хлорид калия 0,1-7,0, соль аммония 1,5-2,8, комплексоны 0,1-0,8, комплексонаты или хелаты 0,1-2,7, ПАВ 0,2-1,0, вода пресная или минерализованная - остальное. Устанавливают пакер или двухпакерную сборку для отсечения обводненного пласта или его части - пропластка от необрабатываемой части пласта и от затрубного пространства скважины. Осуществляют порционную закачку приготовленного раствора через насосно-компрессорные трубы в обрабатываемую зону перфорации пласта с выдержкой между закачками 10-12 часов. Измеряют давление на устье скважины в начале и в конце каждой закачки. После достижения давления на устье скважины, превышающего начальное давление закачки более чем на 20 МПа, но не превышающей величины давления гидравлического разрыва пласта, проводят окончательную продавку в пласт оставшегося водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21. Изобретение позволяет ограничить водоприток из пласта или обработанного пропластка в добывающую скважину и увеличить зону охвата обрабатываемого пласта заводнением.