Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта



Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта
Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта
Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта

 


Владельцы патента RU 2620685:

Акционерное общество "Самаранефтегаз" (RU)

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, в частности к составам для обработки карбонатных пластов с целью повышения продуктивности, регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и/или изоляции водопритока.

Известен состав для обработки призабойной зоны пласта (АС №1770556, E21B 43/24, от 24.07.1990 г.), включающий 12,5-24,0%-ный водный раствор соляной кислоты (об. %) 80-90 и поверхностно-активное вещество (ПАВ) - оксиэтилированный изононилфенол с 6 М окиси этилена АФ 9-6 (об. %) 10-20.

Недостатком указанного состава является недостаточная глубина проникновения в пласт вследствие высокой скорости реагирования с карбонатами.

Известен состав для обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов (Патент №2293101, С09К 8/72 от 02.11.2005 г.), включающий, мас. %: соляную кислоту 7-19, растворитель 10-45, ПАВ 0,1-3,0, ортофосфорную кислоту 4-14, воду - остальное.

Недостатком данного состава является высокая скорость растворения карбонатов, что снижает глубину обработки пласта.

Известна гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного коллектора (АС СССР №861561, МПК E21B 43/27, от 28.10.1976 г.), включающая, об. %: дизельное топливо 16-17, сложный моноэфир триэтаноламина и дистиллированного таллового масла 3-4, раствор соляной кислоты (15%-ный) - остальное.

Недостатками указанной известной эмульсии являются высокие значения вязкости, что осложняет процесс закачки в пласт. Недостатком также является низкая стабильность.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта (Патент №2236576, E21B 43/27, от 25.08.2003 г.), содержащая, мас. %: водно-солевой раствор соляной кислоты 67, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) 1-2, ингибитор коррозии AI - 250 0,1-0,3, углеводородная жидкость - остальное.

Однако данная гидрофобная эмульсия обладает высокой скоростью растворения карбонатов, что в свою очередь снижает проникающую способность. Недостатком также является низкая стабильность эмульсии.

Целью предлагаемого изобретения является разработка гидрофобной эмульсии, повышающей эффективность обработки призабойной зоны высокообводненных скважин с карбонатным коллектором, за счет увеличения проникающей, высокой отмывающей и растворяющей способности применяемого состава с одновременной блокировкой водонасыщенных зон продуктивного пласта.

Поставленная цель достигается тем, что предлагаемая гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта, содержащая углеводородную жидкость, водный раствор соляной кислоты и НПАВ, в отличие от прототипа содержит в качестве углеводородной жидкости углеводородный растворитель PR-10, в качестве водного раствора соляной кислоты - водный раствор ингибированной соляной кислоты, содержащий добавку для контроля железа OSC HI-IRON в соотношении 200:1, и в качестве НПАВ - смесь НПАВ, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Углеводородный растворитель PR-10 12,5-15
Смесь НПАВ 2,5-2,6
Водный раствор ингибированной
соляной кислоты Остальное

Соотношение содержания водного раствора ингибированной соляной кислоты и добавки для контроля железа OSC HI-IRON, указанное как 200:1, взято по массе.

Данная гидрофобная эмульсия обладает комплексными свойствами, за счет многофункциональной химической направленности входящих в нее компонентов. Экспериментально установлено, что при использовании заявляемой гидрофобной эмульсии происходит направленная глубокая обработка призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными породами, предотвращается выпадение осадков, а также предлагаемая эмульсии обладает совместимостью с пластовыми флюидами. Воздействие эмульсии не приводит к образованию больших каналов в породе, ее действие пролонгировано и ориентировано на увеличение проницаемости коллектора в более удаленной его части.

Для приготовления гидрофобной эмульсии были использованы следующие вещества:

- Растворитель PR-10 - представляющий собой смесь предельных, нафтеновых, ароматических углеводородов и поверхностно-активных веществ, однородная жидкость от светлого до темно-коричневого цвета с плотностью 0,706 г/см3, выпускается по ТУ 2411-007-83716345-2010;

- Смесь НПАВ, например, таких как:

- неонол Аф9-6 - оксиэтилированные алкилфенолы с числом молей окиси этилена 6, по ТУ 2483-077-05766801-98;

- Эмульгатор RQ-737 марка В - углеводородный раствор оксиэтилированных жирных спиртов и четвертичных аминов, однородная жидкость от бесцветного до желтого цвета с плотностью 0,860±0,043 г/см3, по ТУ 2458-020-83716345-2014;

- Эмульгатор RQ-737 марка А - водно-спиртовый раствор оксиэтилированных и оксипропилированных спиртов, однородная жидкость от бесцветного до желтого цвета с плотностью 0,960±0,048 г/см3, по ТУ 2458-020-83716345-2014;

- водный раствор ингибированной соляной кислоты с массовой концентрацией хлористового водорода 15%, по ТУ 481482;

- добавка для контроля железа OSC HI-IRON, амино-спиртовой и меркапто-спиртовой растворы с добавлением дихлорида меди, от прозрачного до янтарно-желтого цвета жидкость с плотностью 1,10 г/см3 по ТУ 2458-002-30706536-2015.

Заявляемая эмульсия может быть приготовлена как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением, путем последовательного дозирования и перемешивания компонентов в емкости. Полученная эмульсия характеризуется вязкостью 71 сПз при скорости сдвига 300 об/мин.

Предлагаемая гидрофобная эмульсия была испытана в лабораторных условиях. Для исследований готовили растворы с различным содержанием компонентов. Эмульсия изучалась стандартными методами.

Оценку эффективности по определению стабильности проверяли при температуре 40 и 80°С (Табл. 1).

Эксперименты проводились над карбонатной породой доломитом IV фракции воздействием заявляемой гидрофобной эмульсией и незаэмульгированной кислотой. В колбу Вюрца (или в колбу с насадкой Вюрца), соединенную резиновым шлангом с верхним концом бюретки объемом 50 мл, помещали 1 г доломита, затем добавляли 2 мл исследуемой гидрофобной эмульсии и закрывали колбу резиновой пробкой. Аналогично проводили опыты с добавлением незаэмульгированной кислоты. Скорость реакции оценивалась по скорости выделения углекислого газа или объему выделившегося углекислого газа в единицу времени. Лучшие результаты по снижению скорости взаимодействия с доломитом и по устойчивости дала предлагаемая гидрофобная эмульсия, что подтверждается из приведенного графика кинетики взаимодействия с карбонатной породой (Рис. 1).

Оценку эффективности использования эмульсии в неоднородных по проницаемости пластах проверяли по изменению вязкости. Лабораторные исследования проводились в соответствии с ГОСТ 1929 при комнатной и пластовой температурах. Измерения проводили на ротационном вискозиметре Fann-35 при различных скоростях сдвига. Вязкость в таблице (Табл. 2) приведена в сПз.

Различное содержание компонентов эмульсии смешивали с пластовыми флюидами, такими как пластовая вода и нефть. Пластовая вода ρ=1,16 г/см3, нефть ρ=0,88 г/см3.

Полученные результаты показывают, что при разбавлении эмульсии пластовой водой вязкость значительно возрастает, что позволяет временно снизить проницаемость водонасыщенных пропластков. Одновременно снижается скорость реагирования ингибированной кислоты с карбонатной породой. При попадании закачанной эмульсии в низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки вязкость гидрофобной эмульсии понижается, а скорость реагирования с карбонатной породой возрастает. Заявляемая гидрофобная эмульсия является высокоселективным реагентом для обработки неоднородных по проницаемости карбонатных пластов.

После перераспределения фильтрационных потоков и выдерживания на реагирование происходит распад эмульсии, обусловленный потерей концентрации ингибированной соляной кислоты и вязкости эмульсии с образованием подвижной неорганической и углеводородной фаз, которые легко вымываются из пласта, что наиболее эффективно при обработке призабойной зоны добывающих скважин.

Скорость взаимодействия гидрофобной эмульсии с породой пласта уменьшается за счет содержания в эмульсии смеси НПАВ. Значительное снижение скорости реагирования с породой пласта также обеспечивается увеличением вязкости эмульсии. Совокупное действие подобранных компонентов гидрофобной эмульсии приводит к увеличению охвата пласта кислотным воздействием.

Конкретные примеры использования состава.

Пример 1.

Заявляемая гидрофобная эмульсия использовалась в промысловых условиях на нефтяном месторождении Утевское в добывающей скважине №121, тип коллектора - карбонатный, глубина залегания продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти - 2795 м, температура пласта 71°С. Обрабатываемый интервал 2795-2850 м. Приготовленная эмульсия содержала компоненты при следующем соотношении, мас. %: Углеводородный растворитель PR-10 15,0, Смесь НПАВ (эмульгатор RQ-737 марка В, эмульгатор RQ-737 марка А) 2,5, Водный раствор ингибированной соляной кислоты 82,5.

В обрабатываемый интервал 2795-2850 м эмульсию доставили с помощью насоса ЦА-320 при давлении. Далее скважину оставили на реакцию 3 часа, а затем провели освоение скважины до устойчивого притока. При вводе скважины в эксплуатацию прирост дебита составил 57,605 т/сут.

Пример 2.

Заявляемая гидрофобная эмульсия использовалась в промысловых условиях на нефтяном месторождении Кулешовское в добывающей скважине №978, тип коллектора - карбонатный, глубина залегания продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти - 1677 м, температура пласта 48°С. Обрабатываемый интервал 1677-1722 м. Приготовленная эмульсия содержала компоненты при следующем соотношении, мас. %: Углеводородный растворитель PR-10 15,7, Смесь НПАВ (эмульгатор RQ-737 марка В, эмульгатор RQ-737 марка А) 2,6, Водный раствор ингибированной соляной кислоты 81,7.

В обрабатываемый интервал 1677-1722 м эмульсию доставили с помощью насоса ЦА-320 при давлении. Далее скважину оставили на реакцию 3 часа, а затем провели освоение скважины до устойчивого притока. При вводе скважины в эксплуатацию прирост дебита составил 25,69 т/сут.

Пример 3.

Заявляемая гидрофобная эмульсия использовалась в промысловых условиях на нефтяном месторождении Западно-Коммунарское в добывающей скважине №20, тип коллектора - карбонатный, глубина залегания продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти - 1679 м, температура пласта 45°С. Обрабатываемый интервал 1679-1681 м. Приготовленная эмульсия содержала компоненты при следующем соотношении, мас. %: Углеводородный растворитель PR-10 15,0, Смесь НПАВ (эмульгатор RQ-737 марка В, неонол Аф9-6) 2,5, Водный раствор ингибированной соляной кислоты 82,5.

В обрабатываемый интервал 1679-1681 м эмульсию доставили с помощью насоса ЦА-320 при давлении, согласованном с Заказчиком. Далее скважину оставили на реакцию 3 часа, а затем провели освоение скважины до устойчивого притока. При вводе скважины в эксплуатацию прирост дебита составил 24,032 т/сут.

Таким образом, использование предлагаемой гидрофобной эмульсии при вводе скважины в эксплуатацию дает средний прирост дебита нефти более 24 т/сут.

Заявляемая гидрофобная эмульсия использовалась в промысловых условиях на нефтяном месторождении Западно-Коммунарское в добывающей скважине №20, тип коллектора - карбонатный, глубина залегания продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти - 1679 м, температура пласта 45°C. Обрабатываемый интервал 1679-1681 м. Приготовленная эмульсия содержала компоненты при следующем соотношении, мас. %: Углеводородный растворитель PR-10 15,0, Смесь НПАВ (эмульгатор RQ-737 марка В, неонол Аф9-6) 2,5, Водный раствор ингибированной соляной кислоты 82,5.

В обрабатываемый интервал 1679-1681 м эмульсию доставили с помощью насоса ЦА-320 при давлении, согласованном с Заказчиком. Далее скважину оставили на реакцию 3 часа, а затем провели освоение скважины до устойчивого притока. При вводе скважины в эксплуатацию прирост дебита составил 24,032 т/сут.

Таким образом, использование предлагаемой гидрофобной эмульсии при вводе скважины в эксплуатацию дает средний прирост дебита нефти более 24 т/сут.

Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта, содержащая углеводородную жидкость, водный раствор соляной кислоты и неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ, отличающаяся тем, что она содержит в качестве углеводородной жидкости углеводородный растворитель PR-10, в качестве водного раствора соляной кислоты - водный раствор ингибированной соляной кислоты, содержащий добавку для контроля железа OSC HI-IRON в соотношении 200:1, и в качестве НПАВ - смесь НПАВ, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Углеводородный растворитель PR-10 12,5-15
Смесь НПАВ 2,5-2,6
Водный раствор ингибированной
соляной кислоты Остальное



 

Похожие патенты:

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.

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).

Изобретение относится к обслуживанию скважин. Технический результат – уменьшение времени смешивания ингредиентов жидкости обслуживания скважин, возможность смешивания в процессе применения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах. Технический результат - повышение эффективности водоизоляции.

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.

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».

Настоящее изобретение относится к высококонцентрированным композициям солей алкилполиалкоксисульфатов - АПАС, применяемым в прикладных задачах, связанных с нефтяными и газовыми месторождениями.

Изобретение относится к созданию расклинивающих агентов - алюмосиликатных проппантов высокой прочности, предназначенных при проведении гидравлического разрыва пласта в горных породах.

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

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.

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 области органической химии и может быть использовано при получении средства для селективного удаления сероводорода и меркаптанов из газов, нефти и нефтепродуктов. Осуществляют диспергирование и смешивание моноэтаноламина, формальдегида или параформа, взятых в мольном соотношении 1:2, в гидродинамическом акустическом аппарате с частотой 7,2 кГц на проток при температуре 15-70°С без катализатора. Обеспечивается повышение абсорбционной емкости, селективности средства по сероводороду и меркаптанам, поглотительной способности, а также сокращение времени процесса и снижение энергозатрат. 4 табл., 1 ил.
Изобретение относится к полилактидным волокнам, которые ввиду способности быстро разлагаться в определенных условиях, потенциально имеют использование в сельскохозяйственной, лесной, морской и нефтегазовой промышленности. Полилактидные волокна выполняют из смеси полилактидов. Один из полилактидов имеет соотношение R-лактидных и S-лактидных звеньев от 8:92 до 92:8. Второй полилактид имеет соотношение R-лактидных и S-лактидных звеньев ≥97:3 или ≤3:97. Соотношение R-лактидных звеньев и S-лактидных звеньев в смеси составляет от 7:93 до 25:75 или от 75:25 до 93:7. Полилактидное волокно содержит по меньшей мере 5 Дж полилактидных кристаллитов на грамм полилактидной смолы в волокне. Изобретение относится также, в частности, к укрытиям для растений в виде тканого или нетканого материала, содержащего эти полилактидные волокна, а также к обработке подземных формаций. Обработка подземных формаций включает введение обрабатывающей текучей среды в подземную формацию. Текучая среда содержит жидкую фазу и множество указанных в изобретении полилактидных волокон, диспергированных в жидкой фазе. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 1 табл., 8 пр.
Изобретение относится к добыче нефти или природного газа. Способ разжижения жидкости, обладающей кажущейся вязкостью более 5 сП и применяемой при добыче нефти или природного газа, содержащей один или несколько водорастворимых синтетических полимеров, выбранных из приведенной группы, включает стадию обеспечения контакта указанной жидкости с одним или несколькими водорастворимыми персульфатами и одним или несколькими сильными основаниями, которую проводят при одной или нескольких температурах менее 100ºF (37,8ºС). Способ отработки скважины включает стадии: создание технологической жидкости, содержащей воду, один или несколько водорастворимых синтетических полимеров, выбранных из приведенной группы, присутствующих в воде в концентрации, по меньшей мере, достаточной, чтобы эта первая технологическая жидкость обладала вязкостью, по меньшей мере, 5 сП, один или несколько водорастворимых персульфатов и одно или несколько сильных оснований, введение технологической жидкости в скважину и направление этой жидкости в одну из частей скважины, характеризующуюся расчетной температурой менее 100ºF (37,8ºС). Способ обработки скважины включает стадии: создание первой технологической жидкости, содержащей воду и один или несколько водорастворимых синтетических полимеров, выбранных из приведенной группы, которые присутствуют в воде в концентрации, по меньшей мере, достаточной, чтобы эта первая технологическая жидкость обладала вязкостью, по меньшей мере, 5 сП, создание второй технологической жидкости, содержащей один или несколько водорастворимых персульфатов и одно или несколько сильных оснований, введение в скважину первой технологической жидкости, введение в скважину второй технологической жидкости и их так, чтобы они вступили в контакт друг с другом в некоторой части скважины, имеющей расчетную температуру менее 100ºF (37,8ºС). Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности способа при низких температурах. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 5 табл..
Изобретение относится к добыче нефти или природного газа и их перекачиванию по трубопроводам. Способ разжижения жидкости, обладающей кажущейся вязкостью более 5 сП и применяемой при добыче нефти или природного газа, где жидкость содержит водорастворимый разветвленный полисахарид, растворенный в воде, выбираный из группы, состоящей из ксантана, диутана и любых их производных, и способ включает стадию обеспечения контакта указанной жидкости с одним или несколькими водорастворимыми персульфатами и одним или несколькими сильными основаниями, которую осуществляют при одной или нескольких температурах менее 100°F (37,8°С). Способ обработки скважины, включающий стадии: создание технологической жидкости, содержащей воду, один или несколько разветвленных указанных выше полисахаридов, присутствующих в воде в концентрации, по меньшей мере, достаточной для того, чтобы эта технологическая жидкость обладала вязкостью, по меньшей мере, 5 сП, один или несколько водорастворимых персульфатов и одно или несколько сильных оснований, введение этой жидкости в скважину и направление ее в одну из частей скважины, имеющую расчетную температуру менее 100°F (37,8°С), причем стадия введения этой жидкости дополнительно включает введение под давлением, превышающим давление гидроразрыва подземного пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки при низких и очень низких температурах. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 5 табл.

Настоящее изобретение относится к модифицированному проппанту и его применению при гидравлическом разрыве подземного пласта. Модифицированный проппант содержит частицу субстрата проппанта, покрытую гидрогелем полимера, где указанная частица содержит покрытый смолой проппант и усилитель адгезии, скрепляющий их. Способ изготовления указанного проппанта включает обеспечение частицы субстрата и состава, содержащего прекурсор покрытия, нанесение этого состава на частицу субстрата и полимеризацию с образованием указанного проппанта. Состав для гидроразрыва содержит указанный выше проппант и окислительный или ферментный деструктор. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение устойчивости проппанта при гидравлическом разрыве пласта. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 59 пр., 30 табл., 14 ил.

Настоящее изобретение относится к синтетическому цементу, который содержит монофункциональный мономер с низкой вязкостью, дициклопентадиениловый фрагмент, который имеет боковые группы, подверженные свободнорадикальному взаимодействию, 1,3-бутиленгликольдиметакрилат, ненасыщенный стироловый блок-сополимер и пероксидный отвердитель. Дополнительно он может содержать утяжелители в зависимости от условий в скважине, что хорошо известно специалистам в данной области. Другие дополнительные компоненты, такие как буровой раствор на углеводородной основе, суспендирующие средства, портланд-цемент, акрилаты и метакрилаты, замедляющие затвердевание добавки и глины можно необязательно встраивать в синтетический цемент. Синтетический цемент активируют, например, посредством тепла, и его можно создавать для того, чтобы он схватывался в пределах определенного временного диапазона, например, за 4 часа, чтобы его можно было перекачивать до тех пор, пока существует необходимость, и чтобы затем он схватывался для того, чтобы герметизировать скважину желаемым образом. Технический результат- повышение прочности, трещиностойкости, стойкости к воздействию повышенных температур. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 11 табл.

Изобретение относится к гидравлическому разрыву подземного пласта. Предложен способ гидравлического разрыва подземного пласта, в котором осуществляют ввод в подземный пласт проппантной фазы, содержащей тонкоструктурную однородную пену, содержащую жидкость на водной основе с повышенной вязкостью, имеющую сверхлегкий проппант - СЛП, взвешенный в указанной жидкости, и газообразную среду, составляющую по меньшей мере около 85 об.% комбинации газообразной среды и жидкости на водной основе в тонкоструктурной однородной пене, где диаметр пузырьков в по меньшей мере 70% объема газа тонкоструктурной однородной пены меньше чем или равен 0,18 мм, и проппантную фазу вводят в подземный пласт под давлением, достаточным для образования или расширения трещины. Способ гидравлического разрыва подземного пласта содержит этапы, на которых: закачивают в пласт проппантную фазу, содержащую тонкоструктурную однородную пену, в которой по меньшей мере 70% объема газа пузырьков в тонкоструктурной однородной пене имеют диаметр меньше чем или равный 0,18 мм, при этом указанную пену получают суспендированием СЛП в жидкости на водной основе с повышенной вязкостью и затем объединением указанной жидкости с газообразной средой, составляющей по меньшей мере 85 об.% комбинации газообразной среды и жидкости на водной основе в тонкоструктурной однородной пене, и образуют или расширяют трещину в подземном пласте. Также предложен способ гидравлического разрыва подземного пласта, в котором осуществляют ввод в трещину проппантной фазы, представляющей собой тонкоструктурную пену, содержащую газообразную среду и СЛП, имеющий кажущийся удельный вес меньше чем или равный 2,25, взвешенный в системе на водной основе с повышенной вязкостью, где газообразная среда проппантной фазы составляет больше 90 об.% жидкости в проппантной фазе. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности гидравлического разрыва. 3 н. и 23 з.п. ф-лы, 2 пр., 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение селективности и глубины проникающей кислотной обработки пласта, повышение степени промывки призабойной зоны от продуктов реакции и загрязнителей, сокращение времени вывода скважины в режим. Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины включает закачку в пласт в количестве 4-10 м3 на 1 метр перфорированной толщины пласта бескислотной нефтяной эмульсии обратного типа, содержащей, об. %: эмульгатор «Девон-4в» 1,0-4,0; углеводородную жидкость 5,0-20,0; насыщенный водный раствор хлористого кальция 3,0-80,0; воду минерализованную до 100, закачку в пласт в количестве 1,8-2,5 м3 на 1 метр перфорированной толщины пласта нефтекислотной эмульсии, содержащей, об. %: эмульгатор «Девон-4н» 3,0-8,0; углеводородную жидкость 10,0-20,0; насыщенный водный раствор хлористого кальция 4,0-10,0; 12-15%-ный водный раствор соляной кислоты до 100, для разложения эмульсии закачивают 5,0-20,0%-ный водный раствор моющего состава «Девон-5» в количестве 10-20% от объема предыдущей закачки нефтекислотной эмульсии, причем закачку эмульсии и моющего средства производят однократно или чередующими порциями 2-3 раза. 2 табл.

Изобретение относится к жидкостям для обслуживания скважин. Неводная жидкость для технического обслуживания скважин содержит реологический модификатор, где реологический модификатор содержит продукт реакции полисульфида, димерной кислоты и полифункционального амина, содержащего молекулу, имеющую по меньшей мере две аминные группы, причем неводная жидкость для технического обслуживания скважин содержит буровой раствор на углеводородной основе. Способ проведения нефтепромысловых процессов включает размещение бурового раствора на углеводородной основе, содержащего реологический модификатор, в ствол скважины, причем реологический модификатор содержит продукт реакции полисульфида, димерной кислоты и полифункционального амина, содержащего молекулу, имеющую по меньшей мере две аминные группы. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение стабильности реологических характеристик в условиях окружающей среды. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 табл., 4 ил.
Наверх