Состав для увеличения нефтеотдачи пластов



Состав для увеличения нефтеотдачи пластов
Состав для увеличения нефтеотдачи пластов
Состав для увеличения нефтеотдачи пластов
Состав для увеличения нефтеотдачи пластов
Состав для увеличения нефтеотдачи пластов
Состав для увеличения нефтеотдачи пластов
Состав для увеличения нефтеотдачи пластов

Владельцы патента RU 2627802:

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано преимущественно при разработке месторождений нефти с повышенной вязкостью и с высокой минерализацией пластовой воды при паротепловом и пароциклическом воздействии на пласт. Технический результат - увеличение буферной емкости состава в оптимальном для нефтевытеснения интервале рН 9.0-10.5, где ПАВ химически устойчивы и обладают максимальной моющей способностью. Состав для повышения нефтеотдачи пластов содержит поверхностно-активное вещество - ПАВ, борную кислоту, тетраборат натрия - буру Na2B4O7⋅10H2O и воду, в качестве ПАВ содержит комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ - неонола АФ 9-12, или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ – волгоната, или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1 и дополнительно - карбамид и глицерин при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанное комплексное ПАВ 1.0-4.0, борная кислота 1.0-10.0, тетраборат натрия 1.0-10.0, карбамид 5.0-10.0, глицерин 10.0-70.0, вода - остальное. 9 пр., 2 табл., 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано преимущественно при разработке месторождений нефти с повышенной вязкостью и с высокой минерализацией пластовой воды при паротепловом и пароциклическом воздействии на пласт.

Известен состав для заводнения нефтяного пласта, содержащий оксиэтилированный алкилфенол, тетраборат натрия и воду (Пат. №1169403, МПК E21B 43/22). Состав обеспечивает максимальную буферную емкость в области рН 9. Однако низкая температура помутнения оксиэтилированного алкилфенола в составе не позволяет использовать его для пластов с высокой пластовой температурой, кроме того, состав замерзает при температурах 0 - минус 0.6°C.

Известен состав для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащий ПАВ, тетраборат натрия (буру) и воду, дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин и карбамид (Пат. №2572439, МПК C09K 8/584). Состав совместим с минерализованными пластовыми водами и обеспечивает выравнивание профиля заводнения. Однако состав неприменим для пластов с высокой пластовой температурой, так как имеет низкую температуру помутнения ПАВ в растворе. Для повышения температуры помутнения необходимо значительно увеличивать содержание карбамида в составе, что экономически нецелесообразно.

Наиболее близким к предлагаемому составу является состав для повышения нефтеотдачи пластов на основе ПАВ, содержащий 0.13-0.8% мас. оксиэтилированного алкилфенола, 0.05-0.33% мас. дидецилсульфосукцината натрия или алкансульфоната натрия, 1.0-2.0 тетрабората натрия, 1.0-2.0 борной кислоты и воду - остальное (Пат. №1228543, кл. E21B 43/22, 1984). Состав обеспечивает повышение нефтеотдачи при высоких пластовых температурах, причем его нефтевытесняющая способность увеличивается с повышением температуры. Однако этот состав можно использовать только для пластов с температурой до 100°C. Кроме того, из-за низкой растворимости в воде тетрабората натрия и борной кислоты состав имеет невысокую буферную емкость. При контакте с пластовыми водами высокой минерализации может происходить выпадение осадков гидроксидов и солей жесткости. Состав имеет температуру замерзания в пределах 0 - минус 1°C, растворы являются маловязкими, в результате чего может возникнуть вязкостная неустойчивость фронта вытеснения и прорыв закачиваемого флюида в добывающие скважины.

Задачей изобретения является создание для условий месторождений высоковязких нефтей с высокой минерализацией пластовых вод эффективных вытесняющих составов на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ) с высокой буферной емкостью в интервале рН 9.0-10.5, в котором ПАВ химически устойчивы и обладают максимальной моющей способностью. Эти составы должны иметь низкую температуру замерзания, быть совместимыми с минерализованными пластовыми водами и должны обеспечивать выравнивание профиля заводнения или паротеплового воздействия.

Технический результат - увеличение буферной емкости предлагаемого состава в оптимальном для нефтевытеснения интервале рН 9.0-10.5, в котором ПАВ химически устойчивы и обладают максимальной моющей способностью, за счет этого состав сохраняет в пласте высокую эффективность при вытеснении нефти в течение длительного времени.

Технический результат достигается тем, что состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий ПАВ, борную кислоту, тетраборат натрия (буру Na2B4O7⋅10H2O) и воду, в качестве ПАВ содержит комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ (неонола АФ 9-12, или NP-40, или NP-50) и анионактивного ПАВ (волгоната или сульфонола, или NPS-6) в соотношении 2:1 и дополнительно содержит карбамид и глицерин при следующем соотношении компонентов, % мас:

Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или
смесь неионогенного ПАВ (неонола АФ 9-12,
или NP-40, или NP-50) и анионактивного ПАВ
(волгоната или сульфонола, или NPS-6) в соотношении 2:1 1.0-4.0
борная кислота 1.0-10.0
тетраборат натрия (бура Na2B4O7⋅10H2O) 1.0-10.0
карбамид 5.0-10.0
глицерин 10.0-70.0
вода остальное

Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД - частично сульфированный неонол АФ 9-12, смесь неонола АФ 9-12 и АПАВ - его сульфоэтоксилата (29-35%) с этиленгликолем (25-30%), представляет собой подвижную коричневую жидкость. Выпускается АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ» г. Москва по ТУ 2483-015-17197708-97.

NP-40 и NP-50 - оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 40 и 50, соответственно, производства КНР, представляют собой прозрачные маслянистые жидкости от бесцветного до светло-желтого цвета.

Неонол АФ 9-12 выпускается ОАО «Нижнекамскнефтехим» г. Нижнекамск по ТУ 2483-077-0576801-98, представляет собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета. Неонол АФ 9-12 - оксиэтилированный изононилфенол на основе тримеров пропилена, химическая формула RArO(CH2CH2O)nH, где Ar - бензольное кольцо, R - длинный углеводородный радикал С9-С12, n - среднее число оксиэтильных групп в молекуле НПАВ (степень оксиэтилирования), равное 12.

Волгонат выпускается Волгоградским ОАО «Химпром» по ТУ 2481-308-05763458-2001, представляет собой пасту однородную по составу. Волгонат - алкилсульфонат натрия, химическая формула R-SO2ONa с длиной цепи алкильного радикала R С11-C18, полученного из н-парафинов.

Сульфонол - натрий алкилбензолсульфонат смесь изомеров натриевых солей алкилбензолсульфокислот, выпускается ФКП завод им. Я.М. Свердлова г. Дзержинск по ТУ 2481-135-02510508-2007, представляет собой белый или светло-желтый порошок. Химическая формула CnH2n+1C6H4SO3Na, где n=12-18.

NPS-6 - сульфоэтоксилированные нонилфенолы со степенью оксиэтилирования 6, производства КНР, представляют собой пасту однородную по составу.

Существует оптимальный интервал щелочности (рН 9.0-10.5), в котором ПАВ химически устойчивы и обладают максимальной моющей способностью. Обеспечить самоподдерживающееся, саморегулирующееся значение рН в интервале от 9.0 до 10.5 возможно путем применения буферных систем с максимальной буферной емкостью в этом интервале рН. Растворимость в воде тетрабората натрия и борной кислоты ограничена и составляет 2.7 г и 4.9 г, соответственно, в 100 г воды при 20°С, поэтому состав (по прототипу) имеет небольшую буферную емкость в оптимальном для ПАВ интервале рН, фиг. 1а. Растворимость тетрабората натрия и борной кислоты в растворах глицерина увеличивается, поэтому добавление в предлагаемый состав глицерина позволяет получить состав с более высоким содержанием тетрабората натрия и борной кислоты, кроме этого к увеличению буферной емкости состава приводит добавление в состав карбамида. Добавление 5 и 10% карбамида увеличивает температуру помутнения ПАВ в растворе предлагаемого состава на 8-10 и 13-15°С, соответственно, что позволяет получить составы, работающие при более высоких температурах. Добавление глицерина и карбамида в предлагаемый состав позволяет получить состав с регулируемой щелочностью и вязкостью, совместимый с минерализованными пластовыми водами, низкой температурой замерзания и высокой буферной емкостью в интервале рН 9.0-10.5, в котором ПАВ химически устойчивы и обладают максимальной моющей способностью. Вследствие высокой буферной емкости, при разбавлении состава в 10-100 раз рН раствора меняется на 0.1-0.3 ед. рН.

В пластовых условиях при высокой температуре происходит гидролиз карбамида, вследствие этого образуется аммиачно-боратная буферная система с высокими значениями буферной емкости. Проведены исследования рН, буферной емкости и зоны буферного действия для прототипа и предлагаемого состава до и после термообработки. Для этого составы термостатировали в герметично закрывающихся стальных ячейках в воздушном термостате при 150°С в течение 24 часов. После охлаждения исследовали изменение буферной емкости составов. В таблице 1 приведены результаты исследования. Экспериментально буферную емкость растворов определяли на основании кривых титрования раствора предлагаемого состава сильной кислотой и сильным основанием до и после термостатирования при 150°С в течение 24 часов. Максимальные значения буферной емкости предлагаемого состава по сравнению с прототипом в зоне буферного действия 9.0-10.5 ед. рН увеличиваются в 1.6-2.1 раза до термостатирования и в 3.4-45 раз после термостатирования состава, фиг. 1-3.

В таблице 2 приведены физико-химические свойства состава (по прототипу) и предлагаемого состава с различными соотношениями компонентов. Вязкость предлагаемого состава и прототипа определяли с помощью вибрационного вискозиметра с камертонным датчиком "Реокинетика", рН - потенциометрическим методом с применением рН-метра HI 2215 фирмы HANNA Instruments. Плотность растворов определяли пикнометрическим методом, температуру замерзания - криоскопическим методом.

Входящие в предлагаемый состав реагенты снижают температуру замерзания и увеличивают плотность растворов, улучшают совместимость ПАВ с минерализованными пластовыми водами. При повышенных пластовых температурах происходит гидролиз карбамида и в пластовых условиях образуется аммиачно-боратная буферная система, что позволяет увеличить коэффициент нефтеотдачи за счет повышения нефтевытесняющей способности состава. Образующийся в пласте за счет гидролиза карбамида углекислый газ СО2 вызывает снижение вязкости нефти, что вызывает благоприятное изменение соотношения подвижностей нефти и водной фазы.

Приводим примеры конкретных составов.

Пример 1. По прототипу. К 972.5 г пресной воды добавляют 5.0 г неонола АФ9-12, 2.5 г волгоната, 20.0 г борной кислоты и 20.0 г тетрабората натрия (Na2B4O7⋅10H2O),

после перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 0.5% мас. АФ9-12, 0.25% мас. волгоната, 2% мас. борной кислоты, 2.0% мас.тетрабората натрия и 97.25% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе выпадает осадок солей жесткости. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1, 2.

Пример 2. 26.7 г неонола АФ9-12, 13.3 г волгоната, 10.0 г борной кислоты, 10.0 г тетрабората натрия (Na2B4O7⋅10H2O), 100.0 г карбамида и 100.0 г глицерина растворяют в 740.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.67% мас. неонола АФ9-12, 1.33% мас. волгоната, 1% мас. борной кислоты, 1.0% мас. тетрабората натрия, 10.0% мас. карбамида, 10.0% мас. глицерина и 74.0% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1, 2.

Пример 3. К 630.0 г пресной воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г тетрабората натрия (Na2B4O7⋅10H2O), 50.0 г карбамида и 200.0 г глицерина. После перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5% мас. борной кислоты, 5.0% мас. тетрабората натрия, 5.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина и 63.0% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает.Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1, 2.

Пример 4. 20.0 г NP-50, 10.0 г волгоната, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г тетрабората натрия (Na2B4O7⋅10H2O), 50.0 г карбамида и 500.0 г глицерина растворяют в 320.0 г пресной воды. После перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. NP-50, 1.0% мас. волгоната, 5% мас. борной кислоты, 5.0% мас. тетрабората натрия, 5.0% мас. карбамида, 50.0% мас. глицерина и 32.0% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2

раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1, 2.

Пример 5. К 130.0 г пресной воды добавляют 13.0 г NP-40, 7.0 г NPS-6, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г тетрабората натрия (Na2B4O7⋅10H2O), 50.0 г карбамида и 700.0 г глицерина. После перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 1.3% мас. NP-40, 0.7% мас. NPS-6, 5% мас. борной кислоты, 5.0% мас. тетрабората натрия, 5.0% мас. карбамида, 70.0% мас. глицерина и 13.0% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1, 2.

Пример 6. 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г тетрабората натрия (Na2B4O7⋅10H2O), 100.0 г карбамида и 200.0 г глицерина растворяют в 580.0 г пресной воды. После перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5% мас. борной кислоты, 5.0% мас. тетрабората натрия, 10.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина и 58.0% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1, 2.

Пример 7. К 285.0 г пресной воды добавляют 10.0 г неонола АФ9-12, 5.0 г сульфонола, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г тетрабората натрия (Na2B4O7⋅10H2O), 100.0 г карбамида и 500.0 г глицерина. После перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 1.0% мас. неонола АФ9-12, 0.5% мас. сульфонола, 5% мас. борной кислоты, 5.0% мас. тетрабората натрия, 10.0% мас. карбамида, 50.0% мас. глицерина и 28.5% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1,2.

Пример 8. К 13.0 г неонола АФ9-12, 7.0 г волгоната, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г тетрабората натрия (Na2B4O7⋅10H2O), 100.0 г карбамида и 700.0 г глицерина добавляют 40.0 г пресной воды. После перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 1.3% мас. АФ9-12, 0.7% мас. волгоната, 5% мас. борной кислоты, 5.0% мас. тетрабората натрия, 10.0% мас. карбамида, 70.0% мас. глицерина и 8.0% мае. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1,2.

Пример 9. К 10.0 г Нефтенола ВВД, 100.0 г борной кислоты, 100.0 г тетрабората натрия (Na2B4O7⋅10H2O), 50.0 г карбамида и 700.0 г глицерина добавляют 40.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 1.0% мас. Нефтенола ВВД, 10% мас. борной кислоты, 10.0% мас. тетрабората натрия, 5.0% мас. карбамида, 70.0% мас. глицерина и 4.0% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1, 2.

Эффективность применения составов изучали на установке для изучения фильтрации при постоянном расходе через модель неоднородного пласта, состоящую из двух параллельных колонок. При исследовании фильтрационных характеристик использовали насыпные модели пласта, приготовленные из дезинтегрированного карбонатного кернового материала, модель пластовой воды пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и пресную воду. Проницаемость моделей находилась в пределах от 0.38 до 1.55 мкм2, проницаемость параллельных колонок различалась в 1.7-2.8 раза. Время термостатирования составляло 6 часов, противодавление - 19 атм.

Далее колонки насыщались нефтью. Затем через нефтенасыщенные колонки проводилась фильтрация воды, в результате чего происходило извлечение нефти. Фильтрацию воды проводили до полной обводненности продукции, то есть до состояния, при котором дальнейшая фильтрация воды не приводила к дополнительному нефтеизвлечению. Таким образом, была подготовлена модель неоднородного пласта с остаточной нефтенасыщенностью.

Эффективность применения составов изучали при фильтрации пресной воды с постоянной скоростью 1 мл/мин в прямом направлении через две параллельные колонки с различной проницаемостью, моделирующие неоднородный пласт. Для этого одновременно в обе колонки закачивали оторочку состава, продвигали на заданное расстояние водой и термостатировали в течение 6 часов, после чего продолжали нагнетание воды. Каждые 5-20 минут фиксировали значения температуры, давлений на входе и выходе из колонок, объемов вышедшей воды и нефти из каждой колонки. По полученным данным рассчитывали градиент давления grad Р, атм/м, скорость фильтрации V, м/сут и подвижность жидкостей k/μ, мкм/(мПа⋅с), коэффициент нефтевытеснения Кв. На фиг. 4 представлены результаты эксперимента по вытеснению нефти на модели неоднородного пласта составами 7 и 6 (табл. 1, 2). Газопроницаемость колонки 1 составляла 0.38 мкм2, колонки 2-1,07 мкм2, то есть отличалась в 2.8 раза. Начальным этапом эксперимента являлось извлечение нефти из нефтенасыщенной модели путем фильтрации перегретой воды при 150°С. Видно, что подвижность k/μ для жидкости в колонке 1 ниже, чем для колонки 2, что обуславливается различием в величинах газовой проницаемости. Предельное нефтевытеснение из колонки 2 происходит при фильтрации 2 поровых объемов через колонку и величина коэффициента нефтевытеснения составляет 64%. Вытеснение нефти водой из колонки 1 происходит медленнее и величина коэффициента нефтевытеснения составляет 60%.

Закачка состава 7 (табл. 1, 2, фиг. 4, оторочка 1) с последующим нагнетанием воды приводит к дополнительному нефтеизвлечению. Причем отклик на закачку композиции для колонок различен, что объясняется разными скоростями фильтрации и подвижностями. Коэффициенты нефтевытеснения для колонки 1 и 2 после использования композиции составляют соответственно 72 и 76%. Повторная закачка того же состава 7 (фиг. 7, оторочка 2) в режиме реагентоциклики и фильтрация воды в объеме 2.5 объемов пор приводит к дополнительному извлечению нефти. Коэффициенты нефтевытеснения для 1 и 2 колонок составляют 75 и 77%, абсолютный прирост коэффициента нефтевытеснения 15 и 13%, соответственно. Закачка состава 6 (табл. 1, 2, фиг. 4, оторочка 3) приводит к перераспределению фильтрационных потоков. Происходит дополнительное нефтеизвлечение нефти, причем преимущественно из более низко проницаемой колонки 1. Коэффициент нефтевытеснения для колонки 1 составляет 88%, из 2-80%. Суммарный прирост коэффициента нефтевытеснения в результате закачки трех оторочек составил для 1 и 2 колонок 18 и 16%, соответственно.

Для следующего эксперимента была подготовлена модель неоднородного пласта из колонок с величинами газовой проницаемости 1.55 и 0.93 мкм2. Процесс нефтевытеснения

проводили при температуре 150°С перегретой водой. Из представленной диаграммы на фиг. 8 видно, что скорости фильтрации (подвижности) для колонок сопоставимы, что обуславливается различием в величинах газовой проницаемости всего в 1.5 раза. Фильтрация воды в объеме 4.7 объемов пор приводит к нефтевытеснению из обеих колонок. Коэффициенты нефтевытеснения для колонок 1 и 2 составляют 66 и 49%, соответственно. Закачка состава 4 (табл. 1, 2, фиг. 5, оторочка 1) с последующей фильтрацией воды позволяет существенно увеличить коэффициент нефтевытеснения (для 1 и 2 колонок 83 и 61%, соответственно). Применение состава 3 (табл. 1, 2, фиг. 5, оторочка 2) приводит к еще большему доотмыву нефти в колонках, коэффициенты нефтевытеснения для 1 и 2 колонок составляют 90 и 67%, соответственно. Суммарный прирост коэффициента нефтевытеснения в результате закачки двух оторочек составил для 1 и 2 колонок 17 и 12%, соответственно.

Таким образом, предлагаемый состав обладает высокой буферной емкостью в интервале рН 9.0-10.5, в котором ПАВ химически устойчивы и обладают максимальной моющей способностью, совместим с минерализованными пластовыми водами и имеет низкие температуры замерзания. Состав обладает высокой нефтевытесняющей способностью и может быть использован при разработке месторождений нефти с повышенной вязкостью и с высокой минерализацией пластовой воды при паротепловом и пароциклическом воздействии на пласт.

Состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий поверхностно-активное вшество - ПАВ, борную кислоту, тетраборат натрия - буру Na2B4O7⋅10H2O и воду, отличающийся тем, что он в качестве ПАВ содержит комплексное ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ - неонола АФ 9-12, или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ – волгоната, или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1 и дополнительно содержит карбамид и глицерин при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Комплексное ПАВ Нефтенол ВВД или
смесь неионогенного ПАВ - неонола АФ 9-12,
или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ – волгоната,
или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1 1.0-4.0
борная кислота 1.0-10.0
тетраборат натрия - бура Na2B4O7⋅10H2O 1.0-10.0
карбамид 5.0-10.0
глицерин 10.0-70.0
вода остальное



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта. Технический результат – повышение однороднсти состава и обеспечение возможности регулирования времени сшивки.

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.

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 относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин.

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.

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.

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 относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтедобывающей промышленности при проведении подземного и капитального ремонта скважин. Жидкость для глушения нефтегазовых скважин, содержащая водную основу, полисахаридный гелеобразователь, боратный сшиватель, в качестве полисахаридного гелеобразователя содержит гуаровую камедь и ксантановую камедь при следующем соотношении компонентов, мас.%: гуаровая камедь - 0,65-0,75, ксантановая камедь - 0,09-0,11, боратный сшиватель - 0,35-0,45, вода - остальное. Технический результат – улучшение реологических, псевдопластических характеристик, повышение стабильности жидкости при минимальном воздействии на проницаемость призабойной зоны. 1 пр., 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки с целью увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, снижения скин-фактора и увеличения производительности скважины, возможность использования для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа. Способ комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта включает раздельно-последовательную доставку на забой через насосно-компрессорные трубы гидрореагирующих, на основе алюмогидриднатриевого композита, и горюче-окислительных, на основе комплексных солей, составов. Производят закачку первой смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов плотностью 1,35-1,4 г/см3 с объемом заполнения эксплуатационной колонны от забоя до уровня нижних отверстий перфорации. Сверху на первую смесь закачивают агрегативно устойчивую наносуспензию гидрореагирующего состава плотностью 1,23-1,25 г/см3 при содержании 5-50% дисперсной фазы алюмогидриднатриевого композита в дисперсионной среде дизельного топлива и органического растворителя при количественном содержании компонентов жидкой фазы, взятых в пропорциональном соотношении, обеспечивающем равенство плотностей жидкой и твердой фаз наносуспензии, закачку которой производят в заданном пористостью пласта объеме, превышающем внутренний объем эксплуатационной колонны интервала зоны перфорации, с последующей задавкой агрегативно устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава непосредственно в призабойную зону продуктивного пласта. Производят закачку второй смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов плотностью 1,6-1,8 г/см3 в объеме, достаточном для эффективного реагирования с первой смесью горюче-окислительного и гидрореагирующего составов. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к целевым добавкам к технологическим жидкостям глушения, освоения и заканчивания скважин. Технический результат - стимулирование продуктивности нефтегазоносного пласта за счет совмещения технологических операций с мягкой обработкой породы, позволяющей увеличить фазовую проницаемость, гидрофобизировать обработанную поверхность, удалить капиллярно-связанную воду из пор пласта, удалить осадки и предотвратить их дальнейшее образование. Стимулятор продуктивности нефтеносного пласта, служащий как добавка к технологическим жидкостям, содержит, мас.%: неорганическую соль или смесь солей не менее 70; неионогенное или катионное поверхностно-активное вещество ПАВ с деэмульгирующими и гидрофобизирующими свойствами или смесь указанных ПАВ не менее 1; кислоту не менее 3; глюконат натрия не менее 1. 2 з.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к способу обработки скважин, способу цементирования (варианты), текучей среде для обработки скважин. Способ обработки скважины включает изготовление текучей среды для обработки, содержащей основную текучую среду и смешанный цементирующий компонент, причем смешанный цементирующий компонент включает печную пыль из двух или более различных источников, где печная пыль выбрана из группы, которую составляют известковая печная пыль, цементная печная пыль и их сочетание, где индекс реакционной способности печной пыли различается для двух или более различных источников; и введение текучей среды для обработки в ствол скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат оптимизация прогнозируемых эксплуатационных характеристик: прочности, модуля упругости, времени потери текучести/или загустевания с учетом индекса реакционной способности. 6 н. и 31 з.п. ф-лы, 3 пр., 3 табл., 4 ил.

Настоящее изобретение относится к стабилизаторам пены в водных системах при технологических операциях по добыче нефти. Способ увеличения добычи нефти из нефтеносного пласта внутри коллектора, включающий: (a) введение в нефтеносный пласт пенообразующей композиции, содержащей альфа-олефинсульфонат, под давлением, (b) введение в нефтеносный пласт газа под давлением, при этом присутствие пенообразующей композиции оказывает влияние на поток газа внутри нефтеносного пласта, и (c) извлечение нефти через ствол скважины в коллекторе, причем пенообразующая композиция содержит стабилизатор пены, выбранный из алкиламидопропилгидроксисульфобетаина или алкилгидроксисульфобетаина, где алкильная группа представляет собой группу, содержащую от примерно 10 атомов углерода до примерно 24 атомов углерода. Способ увеличения добычи нефти из нефтеносного пласта внутри коллектора, включающий: (a) введение в нефтеносный пласт пенообразующей композиции, содержащей альфа-олефинсульфонат, под давлением, (b) введение в нефтеносный пласт газа под давлением, где присутствие пенообразующей композиции оказывает влияние на поток газа внутри нефтеносного пласта, и (c) извлечение нефти через ствол скважины в коллекторе, причем пенообразующая композиция содержит стабилизатор пены, имеющий формулу I где R1 представляет собой алкиламидогруппу или линейную или разветвленную алкильную группу; R2 и R3 представляют собой по отдельности водород, метильную группу или гидроксиэтильную группу; R4, R5 и R6 представляют собой по отдельности водород или гидроксигруппу, при условии, что по меньшей мере один из R4, R5 или R6 представляет собой гидроксильную группу, при этом алкильная группа представляет собой группу, содержащую от примерно 10 атомов углерода до примерно 24 атомов углерода. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение контроля подвижности. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 6 пр., 3 табл.
Настоящее раскрытие относится к способу обработки участка подземного пласта, включающего использование жидкости для гидравлического разрыва пласта на водной основе, содержащей быстрорастворимый и легко диспергируемый неочищенный простой эфир полигалактоманнана. Технический результат – повышение эффективности обработки. 9 з.п. ф-лы, 8 пр., 4 табл.

Изобретения могут быть использованы в нефтегазовой промышленности при транспортировке нефти и газа для защиты стальных емкостей и труб. Композиция покрытия от проникновения сероводорода (H2S) содержит, по меньшей мере, один эпокси-функциональный полимер, по меньшей мере, одно металлсодержащее соединение в количестве, достаточном для взаимодействия с H2S с образованием сульфида металла, и, по меньшей мере, один отверждающий агент. Способ защиты стальной основы от проникновения H2S включает стадии, на которых обеспечивают стальную основу, наносят на стальную основу композицию покрытия и отверждают композицию с образованием покрытия, устойчивого к проникновению H2S. В предпочтительных вариантах эпокси-функциональный полимер является глицидилированным и выбранным из глицидилированных новолачных или крезольных новолачных смол, глицидилированных полиаминов или их смесей. Металлсодержащее соединение выбирают из оксида, карбоната, сульфата, фосфата, карбоксилата Fe(II), Fe(III) или Zn(II) или их смесей. Изобретения обеспечивают повышение защиты и устойчивости стальной основы к проникновению H2S. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 6 табл., 5 пр.
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к выносу жидкости из эксплуатационных газоконденсатных скважин. Технический результат изобретения - повышение эффективности выноса водоконденсатной смеси из газоконденсатных скважин в условия низких пластовых давлений и дебитов газовых скважин. Состав содержит, мас. %: полиэтиленгликоль-4000 – 30-49,9 и поливиниловый спирт марки 18/11 – 10-15, дополнительно содержит карбонат калия или карбонат натрия – 10-15, силикат натрия – 10-15, ОП-10 – 20-35 и индулин – 0,1-1.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к жидкости на водной основе для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин при наличии сероводорода и высокой температуры, обладающей регулируемой и повышенной вязкостью, термостойкостью, морозостойкостью, стойкостью к сероводородной и коррозионной агрессии, снижением токсичности используемых реагентов, и может быть использовано при промывке и проведении ремонтных работ. Технический результат - расширение области применения жидкостей для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин на месторождениях в условиях сероводородной, коррозионной агрессии и высоких температур с регулированием плотности и улучшенными структурно-реологическими свойствами. Жидкость для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин, включающая биополимер на основе ксантановой смолы биоксан, понизитель фильтрации, биоцид и воду, содержит в качестве понизителя фильтрации - Полицелл КМЦ, биоцида - Remacid и дополнительно формиат натрия, гидроокись натрия, диэтаноламин, сидерит при следующих соотношениях компонентов, масс. %: биоксан 0,3-0,8, Полицелл КМЦ 0,5-3,0, Remacid 0,1-0,2, формиат натрия 10-40,0, гидроокись натрия 0,1-0,2, диэтаноламин 2,0-20,0, сидерит 5,0-20,0, вода остальное. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл.
Группа изобретений относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - улучшение реологических и фильтрационных свойств буровых растворов и снижение фильтрации в 1,5-3 раза при сохранении или увеличении значений статического напряжения сдвига и условной вязкости пресных и слабоминерализированных растворов, возможность бурения в жестком терригенно-карбонатном разрезе, где трудно удержать структуру глинистого раствора. Комплексный реагент-стабилизатор для обработки пресных и слабоминерализованных буровых растворов по первому варианту содержит, мас.%: дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3 20; карбоксиметилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил, или крахмал 2-2,5; талловый пек 2-5; воду остальное. Комплексный реагент-стабилизатор для обработки пресных и слабоминерализованных буровых растворов по второму варианту содержит, мас.%: дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3 25-50; талловый пек 3-5; алюминий сернокислый 3-5; воду остальное. Комплексный реагент-стабилизатор для обработки пресных и слабоминерализованных буровых растворов по третьему варианту содержит, мас.%: дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3 25-35; карбоксиметилцеллюлоза, или гидролизованный полиакрилонитрил, или крахмал 2,5-4; талловый пек 2,5-3,5; алюминий сернокислый 3-4; вода остальное. 6 н.п. ф-лы.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-09-21 2017-08-21T13:23:01
Наверх