Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - замедление скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличение степени охвата обработкой пласта, предотвращение образования кольматирующих отложений с усиленным эффектом стабилизации железа, возможность использования для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными коллекторами. Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта содержит, мас.%: растворитель - реагент МИА-пром К 11,0-35,0; эмульгатор - реагент ИТПС-04 Э 1,0-10,0; реагент ИТПС - 708 А 1,1-5,5; соляная кислота остальное. 3 табл., 8 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными коллекторами.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины закачкой эмульсии, содержащей в масс. %: 40-42 растворитель парафинов нефтяной дистиллят, 5-8 эмульгатор «Ялан-Э-1», 50-55 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты (см. Патент РФ №2304710, МКИ Е21В 43/27, опубл. 2007 г.).

Недостатком состава является небольшая глубина проникновения в глубь пласта из-за высокой скорости растворения породы пласта, выпадения кольматирующих осадков, несовместимость с нефтью в присутствии ионов железа (III).

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны продуктивных пластов скважины с трудноизвлекаемыми запасами нефти, включающий в масс. %: 10,0-15,0 ингибированную соляную кислоту 24%-ной концентрации, 2,0-4,0 уксусную или плавиковую кислоту, 1,0-2,0 РДН, 15,0-20,0 органический растворитель и вода - остальное (см. Патент РФ №2255216, МКИ Е21В 43/27, опубл. 2005 г.).

Известный состав не обладает достаточной вязкостью и, как следствие, не предназначен для потокоотклонения закачиваемого состава от высокопроницаемых участков призабойной зоны пласта к низкопроницаемым участкам.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является кислотная эмульсия, содержащая в % об,: растворитель МИА-пром АС 20, диспергатор ИТПС-04-Э 5, соляную кислоту 80, стабилизатор железа ИТПС-708 0,7 сверх 100 (см. Федоренко В.Ю. и др. Общие характеристики кислотно-углеводородной эмульсии на базе растворителя МИА-пром, Вестник Казанского технологического университета, 2011, №13, с. 141-145).

Недостатком известной кислотной эмульсии является небольшая глубина проникновения в глубь пласта, невысокая вязкость, несовместимость с нефтью в присутствии ионов железа (III) в концентрациях выше 2000 м.д. и низкая эффективность диспергирования АСПО, содержащихся в нефтенасыщенной зоне пласта.

Целью предлагаемого изобретения является разработка кислотной эмульсии для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, обладающей высокой эффективностью за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличения степени охвата обработкой пласта, предотвращение образования кольматирующих отложений, с усиленным эффектом стабилизации железа, высокими показателями по диспергированию частиц асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) и моющим действием по отношению к нефти.

Поставленная цель достигается путем создания кислотной эмульсии для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающей растворитель, эмульгатор и соляную кислоту, причем в качестве растворителя она содержит реагент МИА-пром К, в качестве эмульгатора - реагент ИТПС-04 Э и дополнительно реагент - ИТПС-708 А, при следующем соотношении компонентов, масс. %:

Реагент МИА-пром К 11,0-35,0
Реагент ИТПС-04 Э 1,0-10,0
Реагент ИТПС-708 А 1,1-5,5
Соляная кислота Остальное

Реагент МИА-пром К представляет собой смесь предельных и ароматических углеводородов и выпускается по ТУ-2458-011-27913102-2001, с изменением №4. Предназначен для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений, для приготовления эмульсий и композиций реагентов для обработки призабойной зоны нефтяного пласта.

Реагент ИТПС-04 Э представляет собой композицию полимерного компонента и комплекса поверхностно-активных веществ в углеводородном или в водно-органическом растворителе и выпускается по ТУ-2458-003-27913102-2003. Предназначен для предотвращения и удаления органических отложений на нефтепромысловом оборудовании, используется в качестве эмульгатора.

Реагент ИТПС-708 А представляет собой смесь в масс. %: аскорбиновой кислоты 95,0 и медного купороса 5,0 и предназначен для стабилизации железа при кислотной обработке призабойных зон скважин терригенных и карбонатных коллекторов и выпускается по ТУ 2458-009-27913102-2007.

Для приготовления кислотной эмульсии в качестве кислоты используют ингибированную соляную кислоту по ТУ 2458-264-05765670-99 с изм. 1, 22,0-25,0%-ной концентрации, по ГОСТ 857-95.

Предлагаемый кислотный состав может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем последовательного растворения компонентов эмульсии в соляной кислоте в указанных количествах. Заявляемую эмульсию используют для обработки карбонатных пород пласта. Предлагаемая кислотная эмульсия представляет собой эмульсию обратного типа и поэтому имеет пониженную коррозионную агрессивность.

Приводим примеры приготовления кислотных эмульсий, результаты представлены в таблице 1.

Пример 1 (заявляемая эмульсия)

При перемешивании механической мешалкой к 49,5 г соляной кислоты добавляют 10,0 г реагента ИТПС-04Э, 5,5 г реагента ИТПС-708А и 35,0 г реагента МИА-пром К (см. табл. 1, пример 1).

Пример 2-7 готовят аналогично примеру 1, изменяя содержание компонентов в эмульсии в заявляемых количествах.

Пример 8 (прототип)

При перемешивании механической мешалкой к 800 мл (81,13%, плотность 1.072 г/см3) 15%-ной соляной кислоты добавляют 50 мл (3,90%, плотность 0.925 г/см3) реагента ИТПС-04 Э, далее - 0,07% реагента ИТПС-708 А и 200 мл (14,9%, плотность 0,789 г/см3) МИА-пром АС, перемешивание продолжают до образования однородной эмульсии (см. табл. 1, пример 8).

Заявляемая кислотная эмульсия предназначена для интенсификации притока и приемистости скважин при проведении операций при обработке призабойной зоны пласта. Содержащиеся в эмульсии химические компоненты способны обеспечивать удаление из пласта асфальтено-смоло-парафиновых отложений, отмыв пленки нефти и исключить выпадение кольматирующих осадков, катализируемых соединениями железа.

Скорость взаимодействия кислотной эмульсии с породой пласта уменьшается за счет содержания в эмульсии поверхностно-активных веществ и ароматической углеводородной части. Также снижению скорости реакции с породой способствует то, что кислота находится в капле растворителя, что замедляет ее высвобождение для реакции с породой пласта. Совокупное действие подобранных компонентов кислотной эмульсии комплексного действия приведет к увеличению охвата пласта кислотным воздействием по толщине без рисков кольматации продуктивной зоны.

Оценку эффективности составов проверяют в лабораторных условиях по определению вязкости, скорости растворения мрамора, моющей АСПО и пленки нефти эффективности. Результаты исследований приведены в таблице 1.

Вязкость эмульсии определяют на ротационном вискозиметре Lamy Rheomat RM200. В таблице 1 приведены значения вязкости, полученные на приборе при комнатной температуре и скорости вращения (сдвига) 511 с-1.

Скорость растворения карбонатов кальция оценивают по следующей методике. Кубик мрамора квадратной формы взвешивают с точностью до второго знака, по линейным размерам вычисляют объем кубика. Подвешенный на нити кубик мрамора опускают в исследуемый состав или кислоту 15%-ной концентрации при комнатной температуре, через одну минуту вынимают, промывают водой, сушат и взвешивают. Определяют убыль массы кубика и вычисляют скорость реагирования составов в г/м2 мин, далее находят относительное замедление скорости реагирования состава - отношение скорости реакции соляной кислоты к скорости реакции исследуемой эмульсии. Эффективность заявляемого состава на способность диспергирования, налипания и замазывания АСПО, к отмыванию пленки нефти определяют воздействием заявляемым составом на образцы АСПО, нефти и пластовой воды со скважины 4024, НГДУ «Лениногорскнефть» ПАО «Татнефть».

Методика испытаний по определению степени диспергирования, налипания и замазывания заключается в следующем. В коническую колбу на 250 мл наливают 50 мл пластовой воды и дозируют в нее эмульсию в концентрации 500 г/т. Далее в колбу помещают навеску АСПО массой 2,5 г и нагревают на плитке до полного растворения АСПО. Затем смесь охлаждают в бане с холодной водой, встряхивая колбу круговыми движениями. При этом фиксируют диспергирование АСПО, налипание и замазывание им стенок колбы.

Оценивают степень диспергирования по величине частиц АСПО: 0,1-3,0 мм - результат отличный, 0,1-5,0 мм - хороший, 0,1-7,0 мм - удовлетворительный, выше 7,0 мм - неудовлетворительный.

Налипание оценивают в процентном отношении от поверхности колбы: до 5% - результат отличный, до 10% - хороший, до 40% - удовлетворительный, выше 40% - неудовлетворительный.

Замазывание также оценивают в процентном отношении от поверхности колбы: результат отличный, если замазывание составляет до 5%, хороший - до 20%, удовлетворительный - до 50%, неудовлетворительный - более 50%.

Для определения степени отмыва пленки нефти в стеклянную пробирку с обезжиренными стенками наливают до половины объема пластовую воду и доверху доливают нефть с содержащимся в ней составом в концентрации 500 г/т. Пробирку закрывают керном, выдавливая воздух, и переворачивают пробирку вниз пробкой.

Через 30 секунд фиксируют отмыв пленки нефти от стенок пробирки. Результат считается отличным, если за 30 секунд отмывается более 70% поверхности пробирки, хорошим - за 60 с и удовлетворительным - за 180 с.

По результатам, приведенным в таблице 1 видно, что заявляемая кислотная эмульсия обладает более высокими значениями вязкости, замедленной скоростью реагирования с карбонатной породой и эффективным диспергированием и отмывом АСПО и нефти по сравнению с прототипом.

Для определения эффективности использования заявляемой эмульсии в неоднородных по проницаемости пластах проводят эксперименты по изменению вязкости при смешении заявляемой кислотной эмульсии с пластовой водой. Для проведения исследований к 100 мл исходной эмульсии с определенной вязкостью, помещенной в химический стакан объемом 1 л, добавляют при непрерывном перемешивании на электрической мешалке при скорости вращения 500 оборотов порционно по 25 мл пластовую воду со скважины 5178 НГДУ «Джалильнефть» ПАО «Татнефть». После добавления каждой порции смесь перемешивают около 5 минут и затем промеряют вязкость, далее продолжают добавление воды до разрушения эмульсии, характеризующейся резким падением вязкости. Фиксируют объем воды, вошедшей в состав исходной эмульсии в объемных процентах от начального объема 100 мл.

Результаты испытаний в таблице 2.

По данным таблицы 2 видно, что предлагаемые эмульсии значительно более устойчивы к разбавлению пластовой водой, чем эмульсия по прототипу. Так разрушение эмульсии прототипа начинается после добавления половинного количества воды (100%), когда как разрушение предлагаемых эмульсий происходит лишь при добавлении двух объемов воды (200%). При обработке призабойной зоны пласта при контакте заявляемой эмульсии с пластовой водой вязкость эмульсии возрастает, что позволяет временно снизить проницаемость водонасыщенных пропластков, одновременно происходит обработка низкопроницаемых пропластков закачиваемой эмульсией. Таким образом, происходит перераспределение фильтрационных потоков в неоднородных пластах, увеличивается охват пласта воздействием и после выдержки на реагирование происходит распад эмульсии с образованием двух подвижных фаз - водной и органической, которые легко вымываются из пласта.

Для определения эффективности стабилизации ионов железа (III) проводят визуальное тестирование процесса восстановления ионов железа до степени окисления (II). Для этого к 100 мл изучаемой эмульсии добавляют хлорное железо согласно исследуемой концентрации, растворяют в объеме перемешиванием стеклянной палочкой, раствор становиться желто-оранжевым. Дозировка хлорного железа в миллионных долях составляет на 1000 м.д. (0.52 г), 2000 м.д. (1.04 г), 3000 м.д. (1.56 г), 4000 м.д. (2.08 г) и 5000 м.д. (2.6 г). Далее фиксируют процесс обесцвечивания окраски до первоначального уровня, что указывает на полное восстановление железа по химической реакции:

Fe3++1e→Fe2+

Образующиеся ионы железа (II) не окрашивают растворы (эмульсии) и не являются опасными для призабойной зоны скважины, в отличие от ионов железа (III), способных катализировать процессы осмоления нефтей в кислой среде.

Результаты испытаний в таблице 3.

Примечание:

"+" - ионы железа восстановились

"-" - ионы железа не восстановились.

По данным таблицы 3 видно, что эмульсия прототипа восстанавливает лишь количество ионов железа до 2000 м.д. включительно, выше данного значения восстановления не происходит. Предлагаемый состав обесцвечивает ионы железа до 4000 м.д., а при увеличении содержания в эмульсии стабилизатора железа справляется с концентрациями железа до 5000 м.д. включительно, что на 1000-2000 м.д. выше прототипа. Данное обстоятельство во время закачки заявляемого состава способно обеспечить безопасность скважин, с оборудования которых происходит увеличенный съем ионов железа, например, глубоких скважин или скважин с оборудованием, предрасположенным к ржавлению, что приводит к предотвращению выпадения вторичных осадков, кольматирующих призабойную зону пласта.

Таким образом, использование предлагаемой эмульсии для обработки призабойной зоны пласта за счет комплексного воздействия позволяет увеличить глубину проникновения состава, предотвратить образование осадков, эффективно блокировать высокопроницаемые водонасыщенные пропластки, в результате происходит перераспределение фильтрационных потоков, увеличивается охват пласта воздействием.

Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающая растворитель, эмульгатор и соляную кислоту, отличающаяся тем, что в качестве растворителя она содержит реагент МИА-пром К, в качестве эмульгатора - реагент ИТПС - 04 Э и дополнительно реагент ИТПС - 708 А при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Реагент МИА-пром К 11,0-35,0
Реагент ИТПС - 04 Э 1,0-10,0
Реагент ИТПС - 708 А 1,1-5,5
Соляная кислота Остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к обработке нефтедобывающих скважин, а именно к композициям, обеспечивающим деструкцию высоковязких жидкостей на водной основе, применяемых в гидравлическом разрыве пласта – ГРП.

Изобретение относится к вспененным тампонажным материалам, применяемым при креплении обсадных колонн. Технический результат: улучшение эксплуатационных характеристик пеноцементного тампонажного материала и повышение технологичности его использования, в частности: получение прочного и долговечного контакта пеноцемента с горной породой и обсадной колонной во всем интервале цементирования за счет улучшения прочностных показателей пеноцемента и повышения его однородности, снижение реологических и фильтрационных характеристик пеноцементного раствора, а также сокращение сроков схватывания.

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

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.

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.

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.

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.

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.
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).
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).

Настоящее изобретение относится к способу цементирования трубы или оболочки в газовой скважине, который включает в себя: (а) ввод в ствол скважины цементирующего раствора, включающего в себя воду, цемент и метилгидроксиэтилцеллюлозу (МНЕС) и в котором количество МНЕС находится в интервале от 0,05 до 1,50 процентов по массе цемента, при этом плотность цементирующего раствора находится в интервале от 0,72 г/см3 (6,0 ppg) до 1,74 г/см3 (14,5 ppg), и (b) предоставление возможности раствору затвердеть в твердую массу. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - предотвращение проскальзывания или миграции газа в ствол скважины и улучшение стабильности цементирующего раствора. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 17 пр., 4 табл., 2 ил.

Настоящее изобретение относится к композиции, содержащей соединения аминов, и их применению в буровых жидкостях. Композиция для применения в или в качестве буровой жидкости типа «вода в масле», содержащая: (А) одно или более первичных, вторичных или третичных алкоксилированных соединений аминов, (B) одно или более соединений карбоновых кислот, выбранных из одного или более представителей группы эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с моноспиртами и эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с полиолами, (C) масло, являющееся текучим по меньшей мере при 25°C, (F) воду и дополнительно соли, растворенные в воде в концентрации более 1 мас.%, и композиция является эмульсией типа «вода в масле», в которой масло образует непрерывную фазу, а вода образует дисперсную фазу. Композиция для улучшения свойств текучести на холоде сырой нефти, содержащая: одно или более первичных, вторичных или третичных алкоксилированных соединений аминов, одно или более соединений карбоновых кислот, выбранных из одного или более представителей группы эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с моноспиртами и эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с полиолами, масло, являющееся текучим по меньшей мере при 25°C, воду и дополнительно соли, растворенные в воде в концентрации более 1 мас.%, и композиция является эмульсией типа «вода в масле», в которой масло образует непрерывную фазу, а вода образует дисперсную фазу. Способ бурения буровой скважины с использованием композиции, содержащей компоненты от (А) до (С) и (F), в частности - от (А) до (F) или от (А) до (D) и (F), по любому из пп. 1-15, в качестве буровой жидкости или части буровой жидкости, включающий стадию подачи буровой жидкости в буровую скважину во время операции бурения. Применение указанной выше композиции в качестве буровой жидкости или части буровой жидкости, в частности - при разработке нефтяных и газовых месторождений, в операциях геотермального бурения или в операциях бурения водяных скважин, в форме эмульсии типа «вода в масле». Применение указанной выше композиции в качестве эмульгатора типа «вода в масле». Применение указанной композиции, содержащей компоненты (А), (B), (F) и дополнительно соли, растворенные в (F) в концентрации более 1 мас.%, и композиция является эмульсией типа «вода в масле», в которой (С) образует непрерывную фазу, а (F) образует дисперсную фазу, для повышения текучести тяжелых сырых нефтей или исключительно тяжелых сырых нефтей посредством формирования эмульсий типа «вода в масле» с пониженной вязкостью. Применение композиции, состоящей из (А), (B), в качестве эмульгаторной системы для получения эмульсий типа «вода в масле». Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат – улучшение рабочих характеристик и повышение экологической приемлемости. 7 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 пр., 8 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин. Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин заключается в том, что в нефтяную добывающую скважину закачивают два реагента. При этом в качестве реагентов используют гранулированный магний, затворенный на безводной нефти в соотношении 50 кг Mg на 1 м3 безводной нефти, и раствор соляной кислоты с концентрацией 24%. При этом вначале в нефтяную добывающую скважину закачивают гранулированный магний, затворенный на безводной нефти. После чего создают промежуточный буфер, закачивая в нефтяную добывающую скважину 0,3 м3 товарной нефти. Затем через промежуточный буфер закачивают раствор соляной кислоты под давлением 20-70 атм. При этом мольное соотношение магния и соляной кислоты обеспечивают в пределах от 1:2,25 до 1:2,70. Техническим результатом является повышение эффективности снижения уровня выноса песка. 1 пр., 4 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин. Технический результат - повышение пенообразующей способности, обеспечение эффективного удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин при различной минерализации скважинной жидкости, в широком диапазоне содержания углеводородной фазы, сохранение физико-химических свойств пенообразователя при повышенных температурах. Состав для приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин, содержащий поверхностно-активное вещество - ПАВ, мочевину, карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, в качестве ПАВ содержит МОРПЕН, представляющий собой смесь водо- и маслорастворимых алкилсульфатов и сульфоэтоксилатов натрия, при следующем соотношении компонентов, масс. %: МОРПЕН 24,9-28,4, мочевина 71,1-74,6, КМЦ 0,5-1,0. Способ приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин из указанного выше состава, включающий растворение мочевины в ПАВ МОРПЕН при температура 80-90°С до образования истинного раствора, постепенное введение в полученный раствор при перемешивании КМЦ, а затем заливку полученной смеси в формы и полное отверждение состава. 2 н.п. ф-лы, 5 табл., 4 пр.

Изобретение может быть использовано при утилизации отходов промышленного производства. Шлак производства феррованадия силикоалюминотермическим способом используют в качестве нейтрализующего материала для рекультивации закисленных почв терриконников. Изобретение позволяет расширить арсенал нейтрализующих материалов, используемых для рекультивации закисленных почв. 2 табл., 1 пр.

Группа изобретений относится к бурению скважин и разработке месторождений углеводородов. Технический результат – разложение жидкости обработки при конкретных температурных условиях с одновременным ее удешевлением и возможностью использовать ее в больших количествах. Дисперсионную жидкость для бурения получают диспергированием в водной среде способного к гидролизу смоляного материала, содержащего способную к гидролизу в малой степени смолу, способную к гидролизу смолу, ускоряющую разложение эфиров, а также способную к гидролизу смолу, высвобождающую кислоту, в виде полиоксалата. Способ обработки скважины включает в себя операцию ввода указанной выше дисперсионной жидкости в скважину под давлением для осуществления гидролиза способного к гидролизу смоляного материала в воде при температуре не ниже 40°C. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 1 ил., 8 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта. Технический результат – повышение однороднсти состава и обеспечение возможности регулирования времени сшивки. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в скважину водного полимердисперсного состава, содержащего полиакриламид - ПАА, сшивающий агент и микроармирующую добавку, и продавку его в пласт водой, используют полимерную композицию, содержащую, масс. %: ПАА частично гидролизованный 12,00-17,00, микрокремнезем или микрокальцит - остальное, в качестве сшивающего агента используют ацетат хрома(III) или сшивающую композицию состава, масс. %: ацетат хрома(III) 2,00-10,00 и 20,0-23,0%-ная соляная кислота - остальное, указанный состав получают введением в воду пресную или минерализованную с плотностью до 1,012 г/см3 указанной полимерной композиции, содержащей микрокремнезем, при перемешивании ее до полной гидратации ПАА и затем введением сшивающего агента - ацетата хрома(III) или указанной сшивающей композиции при закачке в скважину, при следующем соотношении компонентов, масс. %: указанная полимерная композиция, содержащая микрокремнезем 1,0-7,0, ацетат хрома(III) 0,01-0,1 или указанная сшивающая композиция 0,5-1,5, указанная вода остальное, или введением в воду пресную или минерализованную с плотностью до 1,012 г/см3 указанной полимерной композиции, содержащей микрокальцит, при перемешивании ее до полной гидратации ПАА и затем введением сшивающего агента - ацетата хрома(III) при закачке в скважину, при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанная полимерная композиция, содержащая микрокальцит 1,0-7,0, ацетат хрома(III) 0,01-0,1, указанная вода - остальное. 2 табл., 9 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами и для ограничения водопритока в добывающей скважине. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов, повышение эффективности охвата пласта воздействием и расширение технологических возможностей способа. В способе регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, включающем приготовление и закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего ксантан, ацетат хрома, поверхностно-активное вещество – ПАВ и воду, и технологическую выдержку для гелеобразования, предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины. По одному варианту при приемистости 150-300 м3/сут до закачки гелеобразующего состава закачивают оторочку водного раствора щелочного реагента с концентрацией 0,05-5,0 мас. % в объеме 5-10 м3, затем осуществляют закачку гелеобразующего состава, дополнительно содержащего бактерицид - формалин или глутаровый альдегид, при содержании компонентов, мас. %: ксантан - 0,2-0,4, ацетат хрома - 0,02-0,04, ПАВ - 0,1-0,2, бактерицид - 0,05-2,0, вода пресная - остальное, после этого осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ, содержащего, мас. %: щелочной реагент - 0,1-2,0, ПАВ - 0,005-3,0, вода с минерализацией 0,15-300 г/л - остальное, при объемном соотношении гелеобразующего состава к оторочке водного раствора щелочного реагента и ПАВ, выбранном в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и составляющем 1:(0,5÷3), продавливают указанную оторочку в пласт водой с минерализацией 0,15-300 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку от 2 до 5 сут. По другому варианту при приемистости 300-500 м3/сут до закачки гелеобразующего состава закачивают в пласт оторочку водного раствора щелочного реагента с концентрацией 0,05-5,0 мас. % в объеме 10-20 м3, осуществляют закачку гелеобразующего состава, дополнительно содержащего бактерицид - формалин или глутаровый альдегид, при содержании компонентов, мас. %: ксантан - 0,3-1,0, ацетат хрома - 0,03-0,1, ПАВ - 0,15-2,0, бактерицид - 0,05-2,0, вода пресная - остальное, после этого осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ при их содержании, мас. %: щелочной реагент - 0,1-2,0, ПАВ - 0,005-3,0, вода с минерализацией 0,15-300 г/л - остальное, при объемном соотношении гелеобразующего состава к указанной оторочке, выбранном в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и составляющем 1:(2÷4), продавливают в пласт указанную оторочку водой с минерализацией 0,15-300 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку от 2 до 7 сут. По третьему варианту при приемистости 500-600 м3/сут предварительно закачивают в пласт оторочку дисперсного состава в объеме 50-100 м, затем оторочку водного раствора щелочного реагента с концентрацией 0,05-5,0 мас. % в объеме 20-30 м3, после осуществляют закачку гелеобразующего состава, дополнительно содержащего бактерицид - формалин или глутаровый альдегид и полимер, при содержании компонентов, мас. %: ксантан - 0,5-2,0, ацетат хрома - 0,05-0,2, ПАВ - 0,5-4,0, бактерицид - 0,05-2,0, полимер - 0,1-1,0, вода пресная - остальное, после закачки гелеобразующего состава осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ при их содержании, мас. %: щелочной реагент - 0,1-2,0, ПАВ - 0,005-3,0, вода с минерализацией 0,15-300 г/л - остальное, при объемном соотношении гелеобразующего состава к указанной, выбранном в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и составляющем 1:(3÷5), продавливают в пласт указанную оторочку водой с минерализацией 0,15-300 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку от 4 до 12 сут. Используют в качестве щелочного реагента гидроксид натрия или тринатрийфосфат, или стекло натриевое жидкое, в качестве оторочки дисперсного состава - водную дисперсию наполнителя с концентрацией 0,01-10,0 мас. % или водную дисперсию наполнителя и полимера при соотношении компонентов, мас. %: наполнитель - 0,01-10, полимер - 0,005-1,0, вода с минерализацией 0,15-300 г/л – остальное, в качестве наполнителя - доломитовую или древесную муку, или бентонитовый глинопорошок, в качестве полимера - полиакриламид или натрий-карбоксиметилцеллюлозу, или гидроксиэтилцеллюлозу, в качестве ПАВ - указанные оксиэтилированные алкилфенолы. 3 н.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта нефтеводонасыщенных пластов, а также к составам и способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Предложенный способ изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта заключается в закачке кремнийсодержащей композиции с водным раствором неорганического сшивателя и пластификатора, при этом в качестве кремнийсодержащего вещества используют кремнийорганическое маслорастворимое или водорастворимое вещество или кремнийнеорганическое вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%: 55-89 кремнийорганического маслорастворимого или водорастворимого вещества или кремнийнеорганического вещества, 10-40 водного раствора неорганического сшивателя, 1-5 пластификатора. Техническим результатом является улучшение изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта при регулируемом механизме отверждения закачиваемой композиции в области низких температур до 40°С и высоких температур до 90-100°С. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 5 табл., 5 пр.

Группа изобретений относится к добыче нефти и газа. Технический результат – улучшение проницаемости пластов песчаника, способность к биоразложению и высокая кислотность без образования отложений жидкости обработки. Способ обработки пласта песчаника включает введение в пласт жидкости, содержащей 5-30 мас.% от общего количества жидкости глутаминовой N,N-диуксусной кислоты или её соли (GLDA), 0,1-2 об.% ингибитора коррозии, 0,01-5 об.% поверхностно-активного вещества и, необязательно, общий растворитель, причём поверхностно-активное вещество является неионогенным или анионогенным поверхностно-активным веществом, и имеющей pH между 1 и 14. 4 н. и 16 з.п. ф-лы, 9 ил., 3 табл., 10 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - замедление скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличение степени охвата обработкой пласта, предотвращение образования кольматирующих отложений с усиленным эффектом стабилизации железа, возможность использования для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными коллекторами. Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта содержит, мас.: растворитель - реагент МИА-пром К 11,0-35,0; эмульгатор - реагент ИТПС-04 Э 1,0-10,0; реагент ИТПС - 708 А 1,1-5,5; соляная кислота остальное. 3 табл., 8 пр.

Наверх