Кислотный состав для обработки низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов



Кислотный состав для обработки низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов
Кислотный состав для обработки низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов
Кислотный состав для обработки низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов
Кислотный состав для обработки низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов
Кислотный состав для обработки низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов

 


Владельцы патента RU 2616949:

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - интенсификации притока нефти, увеличение проницаемости пласта, замедление скорости реакции с породой состава для обработки пласта и исключение образования кремниевых кислот при реакции с глинами при высокой пластовой температуре. Кислотный состав для обработки низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов содержит, мас.%: соляную кислоту 4-6; уксусную или муравьиную кислоту 5-8; ингибитор коррозии типа «ИКУ-118» или «Prod Ci-300» 0,1-0,5; поверхностно-активное вещество Нефтенол-ВВД 0,1-0,5; стабилизатор железа Hi-Iron 0,75-2; воду - остальное. 3 табл., 4 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны пласта с высокой карбонатностью (при карбонатности 5% и более), осложненного высокими пластовыми температурами до 105°C, низкими значениями проницаемости, а также повышенным содержанием глин. Кислотный состав может быть использован для интенсификации притока нефти, а также освоения скважин после бурения.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны продуктивных пластов скважины с трудноизвлекаемыми запасами нефти (патент RU №2255216, опубл. 27.06.2005 г.), содержащий ингибированную соляную кислоту, уксусную или плавиковую кислоту, реагент для добычи нефти (РДН-0), органический растворитель и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: ингибированная соляная кислота 24%-ной концентрации - 10,0-15,0; уксусная или плавиковая кислота - 2,0-4,0; РДН-0 - 1,0-2,0; органический растворитель - 15,0-20; вода - остальное.

Недостатками данного состава являются его низкая эффективность при обработке высокотемпературных коллекторов, объясняющаяся тем, что соляная и фтористоводородная кислоты являются сильными кислотами, скорость гидролиза которых резко увеличивается при повышении температуры. Еще одним недостатком является образование плохо растворимого в воде осадка в виде фторида кальция (Ca2F) при реакции плавиковой кислоты с карбонатами, что понижает эффективность предлагаемого к использованию состава в низкопроницаемых коллекторах с высокой карбонатностью.

Известен состав для обработки призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов (патент RU №2342419, опубл. 27.12.2008 г.), содержащий соляную кислоту, фтористоводородную кислоту, изопропиловый спирт, кримнийорганическую эмулсию и воду, при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота - 6-12; фтористоводородная кислота - 1,5-3; органический растворитель - 25-30; изопропиловый спирт - 25-30; кремнийорганическая эмульсия КЭ-30-04 - 1; вода - остальное.

Недостатком состава является использование в нем высоких концентраций органического растворителя и изопропилового спирта для уменьшения скорости реакции кислот с породой пласта, что значительно увеличивает стоимость обработки призабойной зоны пласта. Использование же изопропилового спирта не дает возможность увеличить время взаимодействия кислот с карбонатами. Применение смеси из изопропилового спирта и соляной кислоты в концентрациях 30 и 6 мас.% соответственно приводит к замедлению скорости реакции лишь в первые 15-20 минут и к снижению общей растворяющей способности.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (патент RU №2379327, опубл. 20.01.2010), содержащий ингибированную соляную кислоту, полимер, поверхностно-активное вещество, стабилизатор железа и воду. В качестве полимера используют поливиниловый спирт или поливинилацетат, а в качестве стабилизатора железа - лимонную или щавелевую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота - 24,8-48,0; полимер - 0,1-2,5; ПАВ синтанол АЛМ-7 - 0,25-0,3; стабилизатор железа - 0,05-0,3; вода - остальное.

Недостатком данного состава является высокая коррозионная активность состава при пластовых температурах выше 80°C, обусловленная повышенным содержанием соляной кислоты и отсутствием ингибитора коррозии.

Известен кислотный состав для обработки скважин в карбонатных и терригенных коллекторах и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением (патент RU №2543224, опубл. 27.02.2015 г.), принятый за прототип, в т.ч. низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью (при карбонатности 5% и более), а также неоднородных коллекторов, содержащий соляную кислоту (24%-ной или 36%-ной концентрации), алкилбензосульфокислоту, уксусную кислоту, лимонную кислоту, фтористоводородную кислоту, препарат ОС-20, метанол, ингибитор коррозии «ИКУ-118», уротропин, стабилизатор железа «Ферикс» и воду, при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота - 25,0-50,0; алкилбензолсульфокислота - 0,1-2,0; уксусная кислота - 3,0-12,0; лимонная кислота - 0,5-3,0; фтористоводородная кислота (40%-ная) - 0,0-7,5; препарат ОС-20 - 0,5-2,5; метанол - 3,0-10,0; ингибитор коррозии «ИКУ-118» - 1,0-5,0; уротропин - 0,1-3,0; стабилизатор железа «Ферикс» - 0,0-5,0; вода - остальное.

Недостатком данного состава является большое количество компонентов, что осложняет процесс его приготовления в промысловых условиях. Еще одним недостатком, является наличие в составе токсичного компонента - метанола.

Технический результатом изобретения является получение состава для кислотной обработки продуктивной залежи, обладающего замедленной скоростью реакции с породой при высокой пластовой температуре для увеличения глубины обработки пласта и снижения вероятности образования осадков, а также исключение образования кремниевых кислот при реакции с глинами.

Технический результат достигается тем, что состав дополнительно содержит стабилизатор железа Hi-Iron, поверхностно-активное вещество Нефтенол-ВВД, органическую кислоту, например уксусную или муравьиную кислоту, ингибитор коррозии типа «ИКУ-118» или «Prod Ci-300», при следующем соотношении компонентов, мас.%:

соляная кислота 4-6
органическая кислота 5-8
ингибитор коррозии 0,1-0,5
поверхностно-активное вещество 0,1-0,5
стабилизатор железа 0,75-2
вода остальное

Состав для обработки низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов включает в себя следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие:

- соляная кислота 4,0-6,0%, выпускается по ГОСТ 857-95;

- уксусная кислота 5,0-8,0%, выпускается по ГОСТ 19814-74;

- муравьиная кислота 5,0-8,0%, выпускается по ГОСТ 1706-78;

- стабилизатор железа «HI-IRON» 0,75-2,0%, представляющий собой раствор на основе меркаптоэтанола, выпускается по ТУ 2458-002-30706536-2015;

- комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, представляющий собой смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме натриевых солей или солей с триэтаноламином 0,1-0,5%, выпускается по ТУ 2483-015-17197708-97;

- ингибитор коррозии «ИКУ-118» 0,1-0,5%, представляет собой гликолевый раствор;

- ингибитор коррозии «Prod Ci-300» 0,1-0,5%, представляет собой раствор на основе муравьиной кислоты, изопропилового спирта и четвертичных аммониевых солей, выпускается по ТУ 2458-005-30706536-2015;

- пресная вода - остальное.

Добавление ингибитора коррозии «ИКУ-118» или «Prod CI-300» необходимо для уменьшения коррозионной активности кислотного состава, а добавление стабилизатора железа «HI-IRON» - для уменьшения вероятности образования осадков с пластовым флюидом при наличии ионов трехвалентного железа в кислотном составе. Поверхностно-активное вещество «Нефтенол-ВВД» необходимо для уменьшения поверхностного натяжения на границе «кислотный состав - нефть» и краевого угла смачивания кислотного состава с породой коллектора, что облегчит закачку состава и извлечение продуктов реакции на поверхность. Добавление органической кислоты необходимо для снижения скорости реакции с карбонатами и вероятности образования осадков в виде кремниевых кислот при реакции с алюмосиликатами.

Примеры приготовления кислотных составов

Пример 1 (состав 1). В стакане объемом 250 мл в 85,4 мл воды растворяют 4,0 г соляной кислоты, 8,0 г уксусной кислоты, 2,0 г стабилизатора железа «HI-IRON», 0,1 г поверхностно-активного вещества Нефтенол-ВВД, 0,5 г ингибитора коррозии «Prod CI-300».

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 4; уксусная кислота - 8; ингибитор коррозии «Prod Ci-300» - 0,5; поверхностно-активное вещество Нефтенол-ВВД - 0,1; стабилизатор железа Hi-Iron - 2; вода - 85,4 (таблица 1).

Пример 2 (состав 2). В стакане объемом 250 мл в 87,15 мл воды растворяют 5,0 г соляной кислоты, 6,0 г муравьиной кислоты, 1,5 г

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 5,0; муравьиная кислота - 6,0; ингибитор коррозии «ИКУ-118» - 0,1; поверхностно-активное вещество «Нефтенол-ВВД» - 0,25; стабилизатор железа «HI-IRON» - 1,5; вода - 87,15 (таблица 1).

Пример 3 (состав 3). В стакане объемом 250 мл в 87,15 мл воды растворяют 6,0 г соляной кислоты, 5,0 г муравьиной кислоты, 1,25 г стабилизатора железа «HI-IRON», 0,5 г поверхностно-активного вещества Нефтенол-ВВД, 0,1 г ингибитора коррозии «Prod С1-300».

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 6,0; муравьиная кислота - 5,0; ингибитор коррозии «Prod С1-300» - 0,1; поверхностно-активное вещество «Нефтенол-ВВД» - 0,5; стабилизатор железа «HI-IRON» - 1,25; вода - 87,15 (таблица 1).

Пример 4 (состав 4, прототип). В стакане объемом 250 мл в 38,5 мл воды растворяют 1,5 г лимонной кислоты, 6,5 г метанола, 7,5 г уксусной кислоты, 33,0 г соляной кислоты, 1,0 г алкилбензолсульфокислоты, 1,5 г препарата ОС-20, 3,0 г ингибитора коррозии «ИКУ-118», 1,5 г уротропина, 3,5 г фтористоводородной кислоты, 2,5 г стабилизатора железа «Ферикс» и перемешивают до полного растворения.

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 33,0; алкилбензолсульфокислота - 1,0; уксусная кислота - 7,5; лимонная кислота - 1,5; фтористоводородная кислота -2,5; препарат ОС-20 - 1,5; метанол - 6,5; ингибитор коррозии «ИКУ-118» - 3,0; уротропин - 1,5; стабилизатор железа «Ферикс» - 2,5; вода - 38,5 (таблица 1).

Эффективность предлагаемого состава доказана лабораторными испытаниями. В лабораторных условиях определялись следующие свойства предлагаемого состава: скорость растворения карбонатной породы и бентонитовой глины при температуре 105°C, способность предотвращать образование эмульсий и выпадение осадков при смешении с нефтью; межфазное натяжение на границе раздела фаз между предлагаемым составом и нефтью; скорость коррозии стали в предлагаемом составе при 105°C.

Концентрация поверхностно-активного вещества Нефтенол-ВВД определялась экономичной целесообразностью и необходимым межфазным натяжением между кислотным составом и нефтью (не более 1,00 мН/м). Концентрация стабилизатора железа «Hi-iron» определялась способностью состава не образовывать осадки при взаимодействии с нефтью при содержании в кислоте ионов трехвалентного железа. Содержание органических и соляной кислот определялось необходимой скоростью растворения породы и массой растворенной породы в ходе реакции. Содержание ингибитора коррозии определялось требованиями к скорости коррозии стали при 105°C.

Исследования эмульгирующей способности предлагаемого кислотного состава показали, что при взаимодействии с нефтью эмульсии не образуются при соотношении нефти к кислотному составу 25:75, 50:50 и 75:25.

Межфазное натяжение, мН/м, на границе с пластовой нефтью для испытуемых составов определялось по ГОСТ Р 50097-92 «Вещества поверхностно-активные. Определение межфазного натяжения. Метод объема капли».

Скорость коррозии стали, г/м2⋅ч, определялось в соответствии со стандартной методикой ОСТ 39-099-78 - по потере массы пластинок из стали марки Ст3 размером 25,0×20,0×0,5 мм после выдержки их в течение 1 часа в испытуемом кислотном растворе при 105°C.

Результаты исследований представлены в таблице 2.

Для фильтрационных исследований использовался керн Пальяновской площади Красноленинского месторождения.

Параметры керна:

Длина керна - 4,5 см

Диаметр керна - 3,00 см

Пористость керна начальная - 2,5%

Начальная проницаемость керна по нефти - 5⋅10-5 мкм2

Условия эксперимента:

Температура эксперимента - 105°C

Противодавление - 6,89 МПа,

Давление обжима - 27,58 МПа

Результаты фильтрационных экспериментов представлены в таблице 3.

Как следует из представленных данных, обработка низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов раствором предлагаемого кислотного состава позволяет существенно увеличить его проницаемость - кратность увеличения проницаемости 10,6 раз.

Кислотный состав для обработки низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов, содержащий соляную кислоту, органическую кислоту, ингибитор коррозии и воду, отличающийся тем, что содержит в качестве органической кислоты уксусную или муравьиную кислоту и дополнительно содержит стабилизатор железа Hi-Iron, поверхностно-активное вещество Нефтенол-ВВД, ингибитор коррозии типа «ИКУ-118» или «Prod Ci-300» при следующем соотношении компонентов, мас.%:

соляная кислота 4-6
органическая кислота 5-8
ингибитор коррозии 0,1-0,5
поверхностно-активное вещество 0,1-0,5
стабилизатор железа 0,75-2
вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта с повышенной карбонатностью.
Предложенное техническое решение относится к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах.

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.

Изобретение относится к бурению скважин. Технический результат - вскрытие продуктивных горизонтов в процессе бурения скважин с сохранением фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.

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.

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.

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.

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).

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.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности к реагентам для повышения отдачи нефтеносных пластов, находящихся на различной стадии разработки.

Изобретение относится к способам и композициям, включая, в одном варианте осуществления, способ цементирования, содержащий: получение отверждаемой композиции, содержащей воду и цементирующий компонент, имеющий расчетный индекс реакционной способности, и обеспечение отверждения композиции для формирования твердой массы. Технический результат - повышение эффективности цементирования. 4 н. и 16 з.п. ф-лы, 4 ил., 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта - ПЗП. В способе очистки ПЗП от глинистых образований удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе, содержащий бисульфат натрия в количестве 15-17 мас. % и гидрохинон в количестве 2-4 мас. %, и выдерживают его до разрушения плотной части глинистых образований, затем осуществляют промывку от продуктов реакции и закачивают водный раствор кислоты, содержащий оксиэтилидендифосфоновую кислоту в количестве 17-19 мас. %, далее выдерживают указанный водный раствор кислоты в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований, и осуществляют освоение скважины. Технический результат - повышение эффективности очистки ПЗП за счет максимального восстановления проницаемости продуктивного пласта. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к глушению скважин и может быть использовано на нефтегазодобывающих предприятиях. Жидкость для глушения скважин включает, мас.%: сульфацелл 1,5-2,0; кадмий сернокислый 35,0-40,0; вода - остальное. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин с пластовым давлением выше гидростатического. 1 пр., 1 табл.

Настоящее изобретение относится к способу подземной обработки (варианты), способу цементирования и композициям, которые содержат пыль цементной печи, имеющую измененный средний размер частиц. Способ подземной обработки включает введение обрабатывающей текучей среды внутрь подземной формации, при этом обрабатывающая текучая среда содержит воду и пыль цементной печи в количестве от приблизительно 50 масс. % до 100 масс. % от общего количества цементных компонентов, присутствующих в указанной обрабатывающей текучей среде, причем указанная пыль цементной печи имеет средний размер частиц, который был уменьшен по меньшей мере на 5% от исходного размера частиц путем измельчения, разделения или их комбинации, где средний размер частиц пыли цементной печи находится в диапазоне от приблизительно 1 мкм до приблизительно 350 мкм. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение 24-часовой прочности схватывающейся композиции. 4 н. и 25 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, к технологическим жидкостям, в частности к жидкостям для глушения скважин. Жидкость содержит 2,0-70,0 мас.% неорганических солей или их смесей или гидратов этих солей, 0-20,0 мас.% дисперсной фазы, 0,2-20,0 мас.% полимерной композиции SCA-214, 0,02-2,0 мас.% поверхностно-активного вещества (ПАВ) и воду. Техническим результатом является минимизация отрицательного воздействия глушения на фильтрационно-емкостные свойства нефтяных и газовых скважин, сокращение сроков освоения, сохранение продуктивности, снижение гидратации глинистых отложений и уменьшение поверхностного натяжения на границе с углеводородной жидкостью. 3 табл.

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, вскрывающих солевые породы и пласты с полиминеральными водами высокой минерализации. Изобретение также может быть использовано при цементировании колонн в бессолевых интервалах и для установки изоляционных цементных мостов. Технический результат - получение тампонажной магнезиально-карналлитовой смеси, исключающей необходимость приготовления специального состава жидкости затворения и позволяющей с использованием стандартной технологии затворения водой получать раствор, камень которого характеризуется высокой коррозионной стойкостью в полиминеральных пластовых водах высокой минерализации. Тампонажная магнезиально-карналлитовая смесь включает порошок каустический магнезитовый, шлам карналлитового хлоратора, тонкодисперсную неорганическую добавку, триполифосфат натрия, карбамид и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: порошок магнезитовый каустический 22,88-37,29, шлам карналлитового хлоратора 22,22-36,79, тонкодисперсная неорганическая добавка 6,35-11,43, триполифосфат натрия 0,32-0,65, карбамид 1,27-3,27, вода остальное. В качестве тонкодисперсной неорганической добавки тампонажная магнезиально-карналлитовая смесь содержит или шлак доменный гранулированный молотый, или золу уноса ТЭЦ, или кварц молотый пылевидный. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к средствам тушения пожаров подачей пены в основание резервуара в слой нефтепродукта. Обнаруженный эффект синергетического действия компонентов позволяет получить композиции, которые способны к самопроизвольному растеканию по поверхности горящего нефтепродукта. При этом растворы фторированного ПАВ и углеводородных соединений по отдельности не обеспечивают водному раствору способность самопроизвольно растекаться по углеводороду. Эффективность пленкообразующего действия компонентов обеспечивается в определенном диапазоне соотношения компонентов, что позволяет резко снизить содержание фторированного ПАВ. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 4 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, в частности к подготовке сырьевой шихты, которую используют при производстве проппантов средней плотности. В способе изготовления шихты с содержанием MgO 18-28 мас.%, включающем обжиг и охлаждение серпентинита, его совместный помол с кварцполевошпатным песком до фракции менее 80 мкм, указанное охлаждение серпентинита производят со скоростью 350°С/ч и более, причем суммарное содержание энстатита и протоэнстатита в охлажденном материале не превышает 33 об.%. Технический результат - повышение размолоспособности шихты. 1 табл., 3 ил.

Изобретение относится к композиции, включающей сшитые набухающие полимерные микрочастицы, способные гидролизоваться при нейтральном или более низком значении pH, и способу изменения водопроницаемости подземной формации путем введения таких композиций в подземную формацию. Композиция для модификации водопроницаемости подземной формации, включающая сшитые набухающие полимерные микрочастицы со среднеобъемным диаметром ненабухших частиц от примерно 0,05 до примерно 2000 мкм и содержанием сшивающего агента от примерно 50 до примерно 200000 ч./млн по меньшей мере одного лабильного сшивающего агента в пересчете на молярное отношение указанных полимерных микрочастиц, способных к расщеплению при нейтральных или меньших значениях pH и при примерно 0-900 ч./млн по меньшей мере одного нелабильного сшивающего агента в пересчете на молярное отношение, при этом указанный лабильный сшивающий агент выбирают из по меньшей мере одной из приведенных структур. Способ модификации водопроницаемости подземной формации, включающий введение в подземную формацию композиции, содержащей указанные выше сшитые разбухающие полимерные микрочастицы, где диаметр микрочастиц меньше, чем диаметр пор подземной формации, а лабильные сшивающие агенты разрушаются в условиях подземной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение подвижности и/или темпа отбора углеводородных флюидов, имеющихся в подземных формациях. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 2 пр., 5 табл., 1 ил.

Изобретение относится к сельскому хозяйству и почвоведению, а именно к веществам, улучшающим состояние почвы, и может быть использовано в растениеводстве как в условиях закрытых грунтов, так и на открытых территориях. Влагоаккумулирующая питательная добавка для почвы представляет собой твердую фракцию продукта окислительного крекинга отходов растительного сырья, полученную обработкой отходов растительного сырья в воде при комнатной температуре пероксидом водорода в присутствии катализатора на основе оксида трехвалентного железа. Массовое соотношение пероксида водорода к отходам растительного сырья 0,5-1,0 : 1. Количество катализатора 0,1-0,3 мас.% по отношению к отходам растительного сырья в пересчете на Fe3+. Катализатор получают нагреванием при 60-70°C смеси FeCl3⋅6H2O, Na2CO3 и 0,5-1,0%-ного водного этанола при следующем соотношении компонентов, мас.%: FeCl3⋅6H2O - 0,1-0,2; Na2CO3 - 0,05-0,1; 0,5-1,0%-ный водный этанол остальное. Добавка для почвы характеризуется содержанием железа 0,03-0,04 мас.%. Обеспечивается добавка, обладающая высокими влагоаккумулирующими свойствами, являющаяся стерильной и экологически безопасной. 1 з.п. ф-лы, 7 табл., 11 пр.
Наверх