Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений

Изобретение относится к составу, используемому в нефтяной и нефтедобывающей промышленности, и предназначенному для удаления и предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО). Состав для удаления АСПО содержит, мас.%: поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримера пропилена формулы RC6H4(OC2H4)mOH, где m равно 6-10, R представляет собой C9H19, 0,2-2, ароматический растворитель 15,0-78,0, алифатический растворитель 14,0-84,0, моно(2-гидроксиэтил) аммоний 2-этилгексилалканфосфонат формулы CnH2n+1PO(OC8H17)OHNH2CH2CH2OH, где n равно 8-10, 0,2-3,2 и смесь полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов синтетических жирных кислот формулы R1CONHCH2CH2O(C2H4O)qH, где q равно 5-6, R1 представляет собой C10-C16, 0,4-4,8. Технический результат - повышение эффективности удаления и одновременно предотвращения АСПО. 11 пр., 2 табл.

 

Изобретение относится к составу, используемому в нефтяной и нефтедобывающей отрасли промышленности, и предназначено для удаления и предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО).

В настоящее время проблема очистки скважин от асфальтеносмолопарафиновых отложений остается актуальной. Асфальтеносмолопарафиновые отложения представляют собой сложную структурную смесь парафинов, асфальтенов, смол, высокомолекулярных масел, воды и механических примесей (частицы породы, продукты коррозии, кристаллы соли и т.д.). В нефтепромысловой практике для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений широко используют химические составы. Эффективность удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений не оптимальна, потому что расположенные на различном расстоянии от поверхности (стенок трубопровода и технологического оборудования) металла слои асфальтеносмолопарафиновых отложений имеют не одинаковый структурно-групповой состав и свойства. Чем ближе к поверхности металла, тем больше в составе асфальтеносмолопарафиновых отложений карбенов, карбоидов, минеральных веществ, что связано с каталитическим влиянием металла, который ускоряет последовательные реакции полимеризации и поликонденсации нефти с образованием их конечных продуктов, и генезисом образования отложений.

Известен состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, который содержит гексановую и этилбензольную фракции, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

гексановая фракция 30-70
этилбензольная фракция остальное,

см. SU авторское свидетельство №1620465, МПК5 С09K 3/00, Е21В 37/06, 1991.

Недостатками состава являются недостаточная эффективность удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений.

Известен состав для удаления и предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений, включающий гексановую фракцию и нефтяной тяжелый сольвент, дополнительно содержит дипроксамин 157 - 65 М - продукт последовательного присоединения 4 мас. ч. окиси пропилена, 28 мас. ч. окиси этилена и 60 мас. ч. окиси пропилена к 1 мас. ч. этилендиамина, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

гексановая фракция 20-78
нефтяной тяжелый сольвент 18-78
указанный дипроксамин157-65М 2-4,

см. RU патент №2009155, МПК5 С09K 3/00, Е21В 36/00, 1994 г.

Недостатками состава являются недостаточная эффективность удаления и предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений.

Известен состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, содержащий, по крайней мере, один блок-сополимер окиси этилена и окиси пропилена на основе глицерина и углеводородный растворитель - смесь ароматического и алифатического углеводородов, при следующем соотношении, об. %:

по крайней мере, один указанный блок-сополимер 0,5-5,0
ароматический углеводород 30
алифатический углеводород остальное,

см. RU патент №2323954, МПК С09K 8/524 (2006.01), 2008.

Недостатками состава являются недостаточная эффективность удаления асфальтеносмолистопарафиновых отложений.

Наиболее близким по технической сущности является состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, включающий поверхностно-активное вещество, алифатический и ароматический растворители, в котором в качестве поверхностно-активного вещества содержится оксиэтилированный моноалкилфенол формулы (I)

RC6H4(OC2H4)mOH,

где m равно 6-10,

R представляет собой C9H19,

и бис(алкилполиоксиэтилен)фосфат формулы (II)

[CnH2n+1O(C2H4O)q]2 POOR',

где n равно 8-10, q равно 6, R' представляет собой Н или K,

при соотношении поверхностно-активных веществ в смеси (I и II), равнjм 1:(3-5), соответственно, при этом все указанные ингредиенты состава взяты в следующем соотношении, мас. %:

указанная смесь поверхностно-активных веществ (I и II) 0,05-0,5
ароматический растворитель 20-50
алифатический растворитель остальное,

см. RU Патент №2223294, МПК 7 С09K 3/00, Е21В 37/06, 2004.

Данный состав обладает недостаточной эффективностью удаления и предотвращения асфальтено-смолопарафиновых отложений.

Задачей изобретения является повышение показателя эффективности удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений.

Техническая задача решается тем, что состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, содержащий поверхностно-активное вещество оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримера пропилена формулы

RC6H4(OC2H4)mOH,

где m равно 6-10,

R представляет собой C9H19,

и растворители - ароматический и алифатический, согласно изобретению, он дополнительно содержит моно(2-гидроксиэтил) аммоний 2-этилгексилалканфосфонат формулы

CnH2n+1PO(OC8H17) OHNH2CH2CH2OH,

где n равно 8-10,

и смесь полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов синтетических жирных кислот формулы

R1CONHCH2CH2O(C2H4O)qH,

где q равно 5-6, R1 представляет собой C10-C16,

при следующем соотношении компонентов, мас. %:

указанный оксиэтилированный моноалкилфенол
на основе тримера пропилена 0,2-2,0
ароматический растворитель 15,0-78,0
алифатический растворитель 14,0-84,0
указанный моно(2-гидроксиэтил) аммоний
2-этилгексилалканфосфонат 0,2-3,2
указанная смесь полиоксиэтилированных эфиров
моноэтаноламидов синтетических жирных кислот 0,4-4,8

Решение технической задачи позволяет повысить эффективность удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений за счет увеличения растворяющей способности до 10,9%, диспергирующей способности до 0,7%, моющей способности до 11,6% и одновременно повысить эффективность предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений за счет улучшения показателя дисперсии, налипания и замазывания.

Для приготовления заявленного состава используют следующие компоненты:

Оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримера пропилена выпускают под торговой маркой Неонол АФ9-6, Неонол АФ9-10 по ТУ 2483-077-05766801-98;

Моно(2-гидроксиэтил) аммоний 2-этилгексилалканфосфонат выпускают под торговой маркой Эстефат 383, см. Абрамзон А. А. и др. Поверхностно-активные вещества: Справочник. - Л.: Химия, 1979, с. 289;

Смесь полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов синтетических жирных кислот выпускают под торговой маркой Синтамид-5 по ТУ 6-02-640-91.

Ароматический растворитель: толуол или ксилол, или их фракции, или этилбензольная фракция по ТУ 38.30225-81, или Нефрас А 130/150 по ГОСТ 10214-78;

Алифатический растворитель: гексановая фракция по ТУ 2411-074-16810126-02 или Уайт-спирит по ГОСТ 2134-78.

Данное изобретение иллюстрируют следующие примеры конкретного выполнения.

Пример 1

Берут состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений при следующем соотношении компонентов, мас. % и в граммах:

оксиэтилированный моноалкилфенол
на основе тримера пропилена формулы
RC6H4(OC2H4)mOH
где m равно 6, R представляет собой C9H19 0,2 (0,2 г)
ароматический растворитель - толуол 15,0(15,0 г)
алифатический растворитель - гексановая фракция 84,0 (84,0 г)
моно(2-гидроксиэтил) аммоний
2-этилгексилалканфосфонат формулы
CnH2n+1PO(OC8H17) OHNH2CH2CH2OH, где n равно 8-10 0,4 (0,4 г)
смесь полиоксиэтилированных эфиров
моноэтаноламидов синтетических жирных кислот
формулы R1CONHCH2CH2O(C2H4O)qH,
где q равно 5-6, R1 представляет собой C10-C16 0,4 (0,4 г),

указанные исходные компоненты: оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримера пропилена (m равно 6) в количестве 0,2 г, ароматический углеводород - толуол в количестве 15,0 г, алифатический углеводород - гексановая фракция 84,0 г, моно(2-гидроксиэтил) аммоний 2-этилгексилалканфосфонат в количестве 0,4 г и смесь полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов синтетических жирных кислот в количестве 0,4 г перемешивают до образования однородного состава.

Примеры 2-11 выполняют аналогично примеру 1, изменяя качественное и количественное соотношение компонентов, см. Таблицу 2 в конце описания.

Показатель эффективности удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений определяют по растворяющей, диспергирующей и моющей способностям.

Показатель эффективности предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений определяют по дисперсии, налипанию, замазыванию.

Испытания заявленного состава ведут на образцах асфальтеносмолопарафиновых отложений - АСПО 1-3, см. Таблицу 1.

Показатель эффективности удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений с использованием состава по примерам 1-11 проводят по методике, разработанной в НИИнефтепромхим, Татарстан, г.Казань:

Сформированный образец исходного асфальтеносмолопарафинового отложения массой в пределах около 2,2 г помещают в заранее взвешенную корзиночку из металлической сетки с размером ячеек 1,5×1,5 мм. Корзиночку с образцом взвешивают с точностью до второго знака после запятой и помещают в стеклянную герметичную ячейку, куда наливают 50 мл заявленного состава и выдерживают в статических условиях 3 часа, при температуре 20°C. По истечении заданного времени контакта корзиночку с оставшимися в ней асфальтеносмолопарафиновыми отложениями вынимают и высушивают на воздухе в подвешенном состоянии при комнатной температуре до постоянной массы.

Содержимое стеклянной герметичной ячейки отфильтровывают через предварительно взвешенный фильтр. Фильтр с частицами асфальтеносмолопарафиновых отложений высушивают при комнатной температуре до постоянной массы.

Растворяющую способность состава Р, %, вычисляют по формуле:

Р=((m0-m1-m2)/m0)×100,

где m0 - масса образца асфальтеносмолопарафиновых отложений до контакта с составом, г,

m1 - масса нерастворившегося асфальтеносмолопарафинового отложения в корзиночке после контакта с составом, г,

m2 - масса остатка асфальтеносмолопарафиновых отложений на фильтре после контакта с составом, г.

Диспергирующую способность состава Д, %, вычисляют по формуле:

Д=(m2/m0)×100,

где m0 - масса образца асфальтеносмолопарафиновых отложений до контакта с составом, г,

m2 - масса остатка асфальтеносмолопарафиновых отложений на фильтре после контакта с составом, г.

Моющую способность состава М, %, вычисляют по формуле:

М=((m0-m1)/m0)×100,

где m0 - масса образца асфальтеносмолопарафиновых отложений до контакта с составом, г.,

m1 - масса нерастворившегося асфальтеносмолопарафинового отложения в корзиночке после контакта с составом, г.

Наряду с показателем эффективности удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений определялся показатель эффективности предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений с использованием заявленного состава по методике, приведенной ниже.

В ходе определения используют модельный раствор, представляющий 10% раствор хлорида натрия (NaCl) в дистиллированной воде.

В коническую колбу наливают 50 мл модельного раствора, затем приливают 20 мл заявленного состава и добавляют 2,5 г асфальтеносмолопарафиновых отложений. Колбу с содержимым осторожно перемешивая круговым вращением, нагревают на плитке до полного плавления отложений. Затем содержимое колбы, постоянно вращая, охлаждают под струей водопроводной воды. После охлаждения колбы с содержимым определяют визуально величину диспергированных частиц, налипание и замазывание стенок колбы.

Дисперсию получаемых частиц считают отличной, если величина дисперсии 0,1-3 мм, хорошей - 0,1-5,0 мм, удовлетворительной - 0,1-7 мм, неудовлетворительной - больше 7 мм.

Налипание на стенки стеклянной конической колбы в процентах от рабочей поверхности считают отличными до 5%, хорошими до 10%, удовлетворительными до 40%, неудовлетворительными выше 40%.

Замазывание стенок конической колбы в процентах от рабочей поверхности считают отличными не более 5%, хорошими до 20%, удовлетворительными до 50%, неудовлетворительными выше 50%.

Результаты по показателю эффективности удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений и показателю эффективности предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений с использованием заявленного состава приведены в Таблице 2.

Как видно из примеров конкретного выполнения, заявленный состав обеспечивает по сравнению с прототипом увеличение растворяющей способности до 10,9%, диспергирующей способности до 0,7%, моющей способности до 11,6%. Из полученных результатов видно, что заявленный состав обладает также свойством предотвращать асфальтеносмолопарафиновые отложения, что подтверждают хорошие и отличные показатели дисперсии, налипания и замазывания по сравнению с прототипом, у которого показатели дисперсии, налипания и замазывания удовлетворительные.

Таким образом, решение технической задачи позволяет повысить эффективность удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений и одновременно повысить эффективность предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений.

Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, содержащий поверхностно-активное вещество оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримера пропилена формулы

RC6H4(OC2H4)mOH,

где m равно 6-10, R представляет собой С9Н19,

и растворители - ароматический и алифатический, отличающийся тем, что он дополнительно содержит моно(2-гидроксиэтил) аммоний 2-этилгексилалканфосфонат формулы

CnH2n+1PO(OC8H17)OHNH2CH2CH2OH,

где n равно 8-10,

и смесь полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов синтетических жирных кислот формулы

R1CONHCH2CH2O(C2H4O)qH,

где q равно 5-6, R1 представляет собой С10-C16, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

указанный оксиэтилированный моноалкилфенол
на основе тримера пропилена 0,2-2,0
ароматический растворитель 15,0-78,0
алифатический растворитель 14,0-84,0
указанный моно(2-гидроксиэтил) аммоний
2-этилгексилалканфосфонат 0,2-3,2
указанная смесь полиоксиэтилированных эфиров
моноэтаноламидов синтетических жирных кислот 0,4-4,8



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам добычи нефти из подземной формации. Способ добычи нефти из подземного резервуара осуществляется посредством введения безводного газообразного аммиака при более высокой температуре, чем температура резервуара, и при давлении, позволяющем газообразному аммиаку заполнить полости в подземном резервуаре, конденсироваться при контакте с нефтью с образованием жидкого аммиака, вступающего во взаимодействие с компонентами нефти с образованием поверхностно-активных веществ, способствующих образованию эмульсии нефти в аммиаке, с последующим извлечением образованной эмульсии из подземного резервуара.
Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для осуществления гидравлического разрыва множества продуктивных интервалов подземного пласта и количественного мониторинга количества флюидов, добываемых во множестве продуктивных интервалов подземного пласта.

Группа изобретений относится к обработке карбонатных пластов. Технический результат – эффективная обработка карбонатных пластов за счет длительной активности жидкостей обработки и действия их на глубине пласта, уменьшение необходимых количеств добавок в жидкостях обработки.

Изобретение относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов. Технический результат изобретения заключается в уменьшении водопроницаемости с использованием гелеобразующей жидкости, которая содержит модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере одну аминогруппу.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП) в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды.

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

Изобретение относится к способу разработки нефтяных месторождений, а именно к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу снижения обводненности скважинной продукции нефтяных добывающих скважин, и может быть применено на карбонатных или терригенных с карбонатным типом цемента коллекторах.

Изобретение относится к цементным композициям и способам использования цементных композиций с замедленным схватыванием в подземных формациях. Способ цементирования в подземных формациях, включающий получение цементной композиции с замедленным схватыванием, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, фосфонатный замедлитель схватывания и диспергент типа карбоксилированного простого эфира, активацию цементной композиции с замедленным схватыванием активатором схватывания цемента, причем активатор схватывания цемента содержит по меньшей мере один активатор, выбранный из группы, состоящей из нанокремнезема, полифосфата и их комбинаций, подачу цементной композиции с замедленным схватыванием в подземную формацию и создание условий для схватывания цементной композиции с замедленным схватыванием в подземной формации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ (РИР). Технический результат, достигаемый изобретением, - повышение эффективности способа РИР, улучшение тампонирующей способности и упрочнение полученного тампонажного камня с применением структурообразующего реагента.

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.

Изобретение относится к созданию расклинивающих агентов - алюмосиликатных проппантов высокой прочности, предназначенных при проведении гидравлического разрыва пласта в горных породах. В способе получения проппанта, включающем обжиг бокситов двух видов, помол их смеси, гранулирование, сушку гранул, рассев, обжиг гранул, рассев обожженных гранул, для помола используют смесь раздельно обожженных бокситов в следующем соотношении, мас. %: боксит Иксинского месторождения 55,0-95,0; боксит (Сардиния, Италия) 5,0-45,0, причем обжиг боксита (Сардиния, Италия) осуществляют при температуре 1050-1300°С до водопоглощения 13-22%, а обжиг боксита Иксинского месторождения - при температуре 1100-1450°С до водопоглощения 11-25%. Проппант, полученный указанным выше способом в виде гранул размером 0,15-2,5 мм, имеет химический состав, мас. %: оксид алюминия 54,00-74,00, диоксид кремния 15,00-25,00, оксид железа 4,00-11,60, оксид титана 3,00-4,40, оксид кальция 0,60-3,00, оксид хрома 0,35-0,80, оксид калия 0,20-0,40, оксид натрия 0,35-0,60, оксид магния 0,20-0,40, оксид циркония 0,10-0,30, оксид ванадия 0,0-0,20, оксид серы 0,00-0,30 и фазовый состав, %: муллит - 30-55, корунд - 15-35, псевдобрукит - 1,0-4,0, гематит - 0-5,0, тиалит - 0-2,0, анортит - 0-2,0, стеклофаза 20-30. Технический результат - расширение ассортимента расклинивающих агентов, обладающих повышенной прочностью и химической стойкостью. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 4 табл., 6 пр.

Настоящее изобретение относится к высококонцентрированным композициям солей алкилполиалкоксисульфатов - АПАС, применяемым в прикладных задачах, связанных с нефтяными и газовыми месторождениями. Высококонцентрированная композиция АПАС для применения в качестве текучих сред для металлообработки, химикатов для применения в нефтяных месторождениях, химикатов для применения в газовых месторождениях и/или для добычи третичной нефти, текучая при по меньшей мере 25°С, содержащая: более 75 мас.% солей АПАС, где АПАС содержат в среднем от 3 до 20 алкоксигрупп, по меньшей мере 2/3 алкоксигрупп являются пропоксигруппами, и алкильные радикалы являются радикалами жирных спиртов, содержащими от 12 до 18 атомов углерода, и от 1 до менее чем 25 мас.% воды, где композиция имеет вязкость менее 10000 мПа⋅⋅с, измеренную согласно стандарту DIN 53019 при температуре, равной 25°С, и скорости сдвига D=10 с-1. Способ получения указанной композиции, включающий по меньшей мере стадии: в реакторе с падающей пленкой алкоксилированный жирный спирт реагирует с SO3, указанный спирт содержит в среднем от 3 до 20 алкоксигрупп, по меньшей мере 2/3 алкоксигрупп АПАС являются пропоксигруппами, и алкильный радикал является радикалом жирного спирта, содержащим от 12 до 18 атомов углерода, и производится разделение газа и жидкости, причем жидкую фазу нейтрализуют водным раствором гидроксида щелочного металла, содержащим более 25 мас.% гидроксида щелочного металла. Предложено применение указанной выше композиции после разбавления и добавления других веществ для поддержки извлечения сырой нефти, а также применение указанной композиции в усовершенствованной добыче нефти или добыче третичной нефти необязательно после разбавления дополнительными компонентами. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эмульгирующего эффекта. 4 н. и 17 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к обработке подземных пластов. Способ обработки подземного пласта, включающий обеспечение флюида для обработки, содержащего слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество - СЭПАВ, флюид водной основы и кислоту, введение указанного флюида в по меньшей мере часть подземного пласта, обеспечение возможности взаимодействия по меньшей мере части флюида с по меньшей мере частью подземного пласта с образованием одной или более пустот в подземном пласте и дополнительно образование в подземном пласте одной или более короткоживущих эмульсий типа «масло в кислоте». Способ обработки подземного пласта, включающий обеспечение флюида для обработки, содержащего СЭПАВ и флюид водной основы, и введение указанного флюида в по меньшей мере часть подземного пласта при давлении или выше давления, достаточного для создания или увеличения одной или более трещин в подземном пласте, обеспечение возможности взаимодействия по меньшей мере части флюида с по меньшей мере частью подземного пласта с образованием одной или более пустот в подземном пласте и дополнительно образование в подземном пласте одной или более короткоживущих эмульсий типа «масло в кислоте». Флюид для обработки подземного пласта, содержащий СЭПАВ, выбранное из группы, состоящей из: этоксилированных длинноцепочечных спиртов, полиглюкозидов, алкиламмония бромидов; алкилсульфонатов; алкоксилированных сульфатов; гидроксисультаинов и любой их комбинации, флюид водной основы и кислоту, где указанное СЭПАВ содержится в количестве, достаточном для образования в подземном пласте короткоживущей эмульсии типа «масло в воде». Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение производительности скважин. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл., 2 пр.

Изобретение относится к области сельского хозяйства. В способе на поверхность почвы предварительно наносят структуроформирующую добавку, в качестве которой используют наноглауконит, который наносят на поверхность почвы в количестве (30,0-40,0) кг на 1 га посевной площади. Далее проводят вспашку, боронование и культивацию. Способ позволяет повысить коэффициенты структурности и водопрочности, а также плодородие почвы. 1 табл., 12 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах. Технический результат - повышение эффективности водоизоляции. По способу осуществляют перфорацию эксплуатационной колонны против продуктивной зоны. Создают высокопроницаемый экран в дополнительно перфорированной через эксплуатационную колонну верхней части водоносной зоны. Это осуществляют путем подачи в эту зону водоизолирующего материала. Предварительно перед вызовом притока пластовых жидкостей разобщают интервал перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера. В эксплуатационную колонну спускают дополнительную колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) до герметичной фиксации нижней части НКТ в пакере. Частично заполняют колонну НКТ изолирующим материалом. В качестве водоизолирующего материала используют 10-15%-ный раствор парафина в дизельном топливе с плотностью меньше плотности воды в водоносном пласте. После закачивания раствора парафина в дизельном топливе в колонну НКТ закачивают технологическую жидкость на водной основе. При плотности технологической жидкости больше плотности раствора парафина в дизельном топливе закачивание технологической жидкости проводят через разделительную пробку. Высоту столба технологической жидкости определяют по аналитическому выражению, учитывающему высоту столба технологической жидкости, давление в водоносной части пласта, расстояние от устья скважины до верхней границы интервала перфорации в водоносном пласте, плотности технологической жидкости и раствора парафина в дизельном топливе. 1 ил., 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к обслуживанию скважин. Технический результат – уменьшение времени смешивания ингредиентов жидкости обслуживания скважин, возможность смешивания в процессе применения. Способ обслуживания скважины включает смешивание ингредиентов для образования жидкости для обслуживания скважины, где ингредиенты включают: (i) первое поверхностно-активное вещество, выбранное из спиртовых этоксилатов; второе поверхностно-активное вещество, выбранное из С4-С12 первичных спиртов; третье поверхностно-активное вещество, выбранное из этоксилированных пропоксилированных спиртов; (ii) обратную эмульсию с водной фазой, содержащей цвиттерионный полимер, где водная фаза диспергирована в форме капель в гидрофобной непрерывной фазе и полимер содержит по меньшей мере один мономер Ab, содержащий бетаиновую группу, и необязательно один или несколько неионогенных мономеров Ва; (iii) солевой раствор на водной основе, и введение жидкости для обслуживания скважины в углеводородную скважину. 25 з.п. ф-лы, 20 ил., 8 табл., 11 пр.

Изобретение относится к вязкоупругим составам (ВУС), используемым для предупреждения межколонных газопроявлений и изоляции межтрубного пространства скважин при первичном цементировании обсадных колонн, спущенных в интервалах многолетне-мерзлых пород (ММП). Вязкоупругий состав содержит 64,0 – 68,0 мас.ч. барита, 1,0-5,0 мас.ч. бентонитового глинопорошка, 0,3 – 0,7 мас.ч. ксантановой камеди и 90,0 – 160,0 мас.ч. воды. При этом состав дополнительно содержит 8,0 – 12,0 мас.ч. наполнителя в виде полых стеклянных микросфер с размером частиц 200 - 400 мкм, , 0,3 – 0,7 мас.ч. карбоксиметилцеллюлозы в качестве понизителя водоотдачи, 8,0 – 12,0 мас.ч. хлорида кальция в качестве добавки, предупреждающей замерзание и 8,0 – 12,0 мас.ч. диоксида кремния в качестве антислеживающейся добавки. Техническим результатом является повышение эффективности закачивания вязкоупругого состава в затрубное пространство скважин и откачивания в скважину в процессе цементирования обсадной колонны за один прием без применения дополнительных работ по закачке состава в межтрубное пространство с устья скважины. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции подошвенных вод в нефтяной добывающей скважине. Технический результат при использовании изобретения - повышение эффективности водоизоляционных работ за счет создания протяженного надежного водоизоляционного экрана в интервале ВНК. Способ включает закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера в три цикла и установку подвижного вязкоупругого экрана. До запуска нефтяной добывающей скважины в эксплуатацию спускают перфоратор на насосно-компрессорных трубах до уровня ВНК. Производят перфорацию эксплуатационной колонны на 1,5 м ниже и выше уровня ВНК. После подъема перфоратора спускают колонны НКТ до перфорационных отверстий. Затем закачивают первую порцию состава на основе унифлока и CuSO4 при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1%-ный (вес.) раствор унифлока + 5%-ный (вес.) CuSO4. После этого закачивают вторую порцию состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO4 = 0,33:0,17). После закачивают третью порцию состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 2-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO4 = 0,33:0,17). После закачки третьей порции проводится закачка микроцементного раствора на основе ОТДВ «Микродур» с целью докрепления водоизоляционного экрана. Для этого устанавливают микроцементный стакан до кровли продуктивного пласта. Затем производят подъем колонны НКТ, ожидают затвердевания микроцемента. После разбуривания микроцементного стакана до кровли экрана спускают перфоратор на НКТ в нефтенасыщенный интервал пласта. Производят перфорацию пласта, освоение скважины и ее вывод на режим. 2 табл., 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны высокообводненных скважин с карбонатным коллектором. Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта включает, мас.%: углеводородный растворитель PR-10 12,5-15, смесь неионогенных поверхностно-активных веществ 2,5-2,6, водный раствор ингибированной соляной кислоты - остальное. Водный раствор ингибированной соляной кислоты содержит добавку для контроля железа OSC HI-IRON в соотношении 200:1. 1 ил., 2 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при цементировании эксплуатационных колонн верхних надпродуктивных интервалов труб облегченным тампонажным материалом с добавлением пеностекла. Технический результат предлагаемого изобретения заключается в улучшение качества крепления скважин за счет повышения стойкости тампонажного состава к кислотным обработкам призабойной зоны скважины при сокращении времени ожидания затвердевания цемента. Тампонажный состав для крепления продуктивной зоны скважины включает тампонажный портландцемент, абразивную добавку, причем состав дополнительно содержит пеногаситель и понизитель водоотдачи. В качестве абразивной добавки используют пеностекло, имеющее гранулометрический состав 0,35-1,5 мм, водопоглощение по объему - 2-5%, насыпную плотность гранул - 300±50 кг/м3 при следующем соотношении компонентов, мас. % от массы цемента: тампонажный портландцемент 100, пеностекло 7-13, понизитель водоотдачи 0,3-0,7, пеногаситель 0,03-0,07. 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к составу, используемому в нефтяной и нефтедобывающей промышленности, и предназначенному для удаления и предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений. Состав для удаления АСПО содержит, мас.: поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримера пропилена формулы RC6H4mOH, где m равно 6-10, R представляет собой C9H19, 0,2-2, ароматический растворитель 15,0-78,0, алифатический растворитель 14,0-84,0, моно аммоний 2-этилгексилалканфосфонат формулы CnH2n+1POOHNH2CH2CH2OH, где n равно 8-10, 0,2-3,2 и смесь полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов синтетических жирных кислот формулы R1CONHCH2CH2OqH, где q равно 5-6, R1 представляет собой C10-C16, 0,4-4,8. Технический результат - повышение эффективности удаления и одновременно предотвращения АСПО. 11 пр., 2 табл.

Наверх