Композиция поверхностно-активного вещества для извлечения подземного жидкого ископаемого топлива



Композиция поверхностно-активного вещества для извлечения подземного жидкого ископаемого топлива
Композиция поверхностно-активного вещества для извлечения подземного жидкого ископаемого топлива
Композиция поверхностно-активного вещества для извлечения подземного жидкого ископаемого топлива
Композиция поверхностно-активного вещества для извлечения подземного жидкого ископаемого топлива
Композиция поверхностно-активного вещества для извлечения подземного жидкого ископаемого топлива
Композиция поверхностно-активного вещества для извлечения подземного жидкого ископаемого топлива
Композиция поверхностно-активного вещества для извлечения подземного жидкого ископаемого топлива
Композиция поверхностно-активного вещества для извлечения подземного жидкого ископаемого топлива
Композиция поверхностно-активного вещества для извлечения подземного жидкого ископаемого топлива
Композиция поверхностно-активного вещества для извлечения подземного жидкого ископаемого топлива
Композиция поверхностно-активного вещества для извлечения подземного жидкого ископаемого топлива
Композиция поверхностно-активного вещества для извлечения подземного жидкого ископаемого топлива

 


Владельцы патента RU 2633842:

ХАНТСМЭН ПЕТРОКЕМИКАЛ ЭлЭлСи (US)

В настоящем изобретении приводится композиция поверхностно-активного вещества для использования в обработке и извлечении жидкого ископаемого топлива из подземной формации. Композиция поверхностно-активного вещества для обработки несущей жидкое ископаемое топливо подземной формации, содержащая первичное поверхностно-активное вещество - ПАВ, агент, придающий композиции стабильность, выбранный из группы, состоящей из молекул вспомогательного вещества, диалкилсульфосукцината, растворителя и их смеси, а также воды для закачки, причем первичное поверхностно-активное вещество содержит вещество, представленное приведенной формулой, вещество, представленное другой приведенной формулой, и молекула вспомогательного вещества характеризуется приведенной для нее формулой. Способ получения указанной выше композиции, включающий смешение первичного ПАВ с указанным агентом. Способ извлечения жидкого ископаемого топлива из несущей его подземной формации, состоящий из закачки указанной выше композиции по одной или более нагнетательных скважин, так что нефть появляется из одной или более добывающих скважин. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат – повышение эффективности извлечения нефти. 3 н. и 7 з.п. ф-лы.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к композиции поверхностно-активного вещества, состоящей из первичного поверхностно-активного вещества, агента, придающего композиции стабильность, и воды для закачки, а также к способу извлечения жидкого ископаемого топлива из подземных резервуаров, в которых применяются подобные композиции поверхностно-активного вещества.

Предшествующий уровень техники

Жидкое ископаемое топливо, в общем случае, извлекают из подземных формаций, путем прохождения через формации с помощью одной или более скважин и выкачивания или выпуска потока жидкого ископаемого топлива на поверхность через скважину. В процессе первичного извлечения естественная движущая энергия, такая как движущая энергия активной залегающей воды или газа, находящегося при некотором минимальном давлении, может обладать достаточным давлением для передвижения жидкости к скважине, а затем по ней на поверхность. Во многих случаях, естественная движущая энергия является недостаточной или становится недостаточной для того, чтобы вызывать протекание жидкости по скважине. Таким образом, значительная часть жидкого ископаемого топлива, подлежащего извлечению, может оставаться внутри формации после истощения естественной движущей энергии. В подобных случаях различные методы вторичного или третичного извлечения должны применяться для того, чтобы извлекать оставшуюся жидкость.

Один из подобных приемов подразумевает закачку в формацию воды по одной или более нагнетательным скважинам для того, чтобы выводить остаточную жидкость в направлении добывающей скважины. Когда закачка в формацию воды больше не приводит к приемлемым нормам добычи, добывающая скважина должна либо быть покинута, либо подвергнута другим процессам для дальнейшего увеличения объема добычи. Известны разнообразные способы, в том числе заводнение с закачкой пара, нагнетание полимера в формацию, щелочное затопление, нагнетание в формацию смешивающегося диоксида углерода и затопление водными растворами поверхностно-активных веществ. Что касается затопления водным раствором поверхностно-активного вещества, то композиция разовой загрузки поверхностно-активного вещества добавляется в воду для закачки в формацию и вводится в скважину с целью уменьшения поверхностного натяжения между закачиваемой водой и фазой жидкого ископаемого топлива с целью увеличения объемов извлекаемого жидкого ископаемого топлива. Основной трудностью, с которой приходится сталкиваться специалистам в данной области техники в процессе работы по данной технологии, является определение эффективной с производственной точки зрения комбинации компонентов, которые составляют композицию разовой загрузки поверхностно-активного вещества. Многие сочетания должны, в общем случае, быть опробованы, прежде чем может быть подобрана подходящая композиция разовой загрузки поверхностно-активного вещества, характеризующегося хорошей устойчивостью к возможному действию катионов поливалентных металлов, находящихся в солевых растворах во многих типах формаций, а также низкой адсорбцией на каменистых породах формаций. Например:

В патентном документе US Pat. No. 3,811,504 приводится описание использования системы из трех поверхностно-активных веществ, содержащей алкилсульфат, алкилполиэтоксилированный сульфат и полиэтоксилированный алкилфенол;

В патентном документе US Pat. No. 3,890,239 приводится описание композиции поверхностно-активного вещества, использующейся в добыче нефти из формации, которая включает органический сульфонат, сульфатированный или сульфированный оксиалкилированный спирт и эфир полиалкиленгликолевого спирта;

В патентном документе US Pat. No. 4,463,806 приводится описание композиции поверхностно-активного вещества, содержащей водорастворимый эфир-связанный сульфонат, спирт и нефтяной сульфонат или алкилбензолсульфонат;

В патентном документе US Pat. No. 7,629,299 приводится описание использования сульфонатов эфиров спиртов, получаемых из ненасыщенных эфиров спиртов;

В патентном документе US Pat. Publ. No. 2005/01999395 приводится описание использования щелочного и алкиларилсульфонатного поверхностно-активного вещества, получаемого из альфа-олефинов для извлечения нефти из формации;

В патентном документе US Pat. Publ. No. 2006/0185845 приводится описание композиции, которая включает в свой состав алифатическое анионное поверхностно-активное вещество и алифатическую неионогенную добавку, для использования при обработке формации;

В патентном документе US Pat. Publ. No. 2007/0191633 приводится описание смеси или извлекаемой нефти, содержащих воду или солевой раствор, спирт или эфир спирта и бифункциональное анионное поверхностно-активное вещество;

В патентном документе US Pat. Publ. No. 2009/0270281 приводится описание смеси поверхностно-активных веществ, включающей в свой состав углеводородный радикал, содержащий 12-30 атомов углерода и разветвленный углеводород, содержащий 6-11 атомов углерода, для использования в добыче нефти третичными методами нефтеотдачи;

В патентном документе US Pat. Publ. No. 2011/0046024 приводится описание использования алкилированного гидроксиароматического сульфоната, растворителя, пассиватора и полимера для добычи нефти из формации;

В патентном документе US Pat. Publ. No. 2011/0048721 приводится описание использования сульфатированных высокомолекулярных сульфонатсульфатов на основе внутренних олефинов и высокомолекулярных сульфонатсульфатов на основе диалкилфенолалкоксилатов для использования в добыче нефти; и

В патентном документе US Pat. Publ. No. 2011/0190174 приводится описание тристирилфенолалкоксилатсульфатов и их использования в качестве поверхностно-активного вещества в практических приложениях по добыче нефти.

По причине наличия многочисленных поверхностно-активных веществ, доступных для использования, присутствует необходимость в данной области в экономически эффективных методах для определения новых композиций разового использования поверхностно-активных веществ, пригодных для использования при извлечении жидкого ископаемого топлива, в особенности в условиях высокой засоленности и высоких температур. В данном документе представлены способы и композиции поверхностно-активных веществ, предназначенные для нужд согласно рассматриваемой области техники.

Сущность Изобретения

Настоящее изобретение относится к композиции поверхностно-активного вещества для обработки несущей жидкое ископаемое топливо подземной формации, состоящей из первичного поверхностно-активного вещества, агента, придающего композиции стабильность, выбираемого из группы, состоящей из молекул вспомогательного вещества, диалкилсульфосукцината, растворителя и их смеси, а также воды для закачки.

Еще в одном варианте осуществления настоящее изобретение относится к способу получения композиции поверхностно-активных веществ для использования при обработке несущей жидкое ископаемое топливо подземной формации путем сочетания первичного поверхностно-активного вещества с агентом, придающим композиции стабильность, выбираемого из группы, состоящей из молекул вспомогательного вещества, диалкилсульфосукцината, растворителя и их смеси, а также воды для закачки в пласт.

Также еще в одном варианте осуществления в настоящем изобретении приводится технологический процесс извлечения жидкого ископаемого топлива из подземной формации путем закачивания композиции поверхностно-активного вещества, содержащей первичное поверхностно-активное вещество, агент, придающий композиции стабильность, выбираемый из группы, состоящей из молекул вспомогательного вещества, диалкилсульфосукцината, растворителей и их смесей, а также воды для закачки в пласт по одной или более нагнетательным скважинам, располагающимся в подземной формации и извлечения жидкого ископаемого топлива по одной или более добывающим скважинам. Нагнетательная скважина и добывающая скважины могут представлять собой одну и ту же скважину или различные скважины.

Подробное Описание Изобретения

В случае появления в контексте данного описания, термин «состоящий из» и его производные не предназначаются для исключения присутствия любого дополнительного компонента, стадии или процедуры, приводится или нет описание схожего в контексте данного описания. Во избежание сомнений, все композиции, заявляемые в контексте данного описания путем использования термина «состоящий из», могут включать любые дополнительные добавки, адъюванты или соединения, если не указывается противоположное. В отличие от этого, термин «состоящий по существу из», в случае появления в контексте данного описании, исключает из объема любого последующего чтения любой другой компонент, стадию или процедуру, за исключением тех, которые не являются, по существу, важными для работоспособности, а термин «включающий в свой состав», если он используется, исключает любой компонент, шаг или процедуру, не специфически отображенные или перечисленные. Термин «или», если не указывается иное, относится как к членам, перечисляемым в отдельности, так и к любому их сочетанию.

Артикль «один» используется в контексте данного описания для обозначения одного или более чем одного (т.е., по меньшей мере, один) объекта артикля в рамках грамматической конструкции. В качестве примера, «одно первичное поверхностно-активное вещество» обозначает одно первичное поверхностно-активное вещество или более одного первичного поверхностно-активного вещества.

Фразы «в одном варианте осуществления», «в соответствии с одним из вариантов осуществления» и подобные фразы, в общем случае, обозначают конкретные признак, структуру или характеристику, следующую за фразой, которые включаются, по меньшей мере, в один вариант осуществления настоящего изобретения и могут быть включены более чем в один из вариантов осуществления настоящего изобретения. Важно отметить, что подобные фразы не обязательно относятся к одному варианту осуществления изобретения.

В случае если в описании утверждается, что компонент или признак «могут», «способны», «могли бы» или «вероятно» могут быть включены или могут обладать характеристикой, то не требуется, что данный определенный компонент или признак должны быть включены или обладать характеристикой.

Для способов обработки несущей жидкое ископаемое топливо подземной формации термин «обработка» включает в себя размещение химического агента в подземной формации с использованием любого подходящего способа, известного в данной области, например принудительной подачи насосом, закачивания, заливки, выпускания, вытеснения, споттинга или циркуляционной подачи химических агентов по скважине в буровое отверстие или подземную формацию.

Термин «жидкое ископаемое топливо» включает маслянистые вещества, такие как обнаруживаемые в нефтепромысловых месторождениях, горючих сланцах, битуминозных песках, тяжелых нефтяных месторождениях и т.п. Жидкое ископаемое топливо, в общем случае, представляет собой смесь углеводородов природного происхождения, которые могут быть подвергнуты очистке с получением дизельного топлива, бензина, топочного мазута, реактивного топлива, керосина и прочих продуктов, называемых нефтепродуктами. Жидкое ископаемое топливо, выделяемое из подземных формаций, может включать в свой состав, но ими не ограничивается, кероген, битумы, пиробитумы, асфальтены, масла или их сочетания.

Термин «алкил» охватывает как группы с прямой цепью, так и с разветвленной цепью, а также циклические группы. Циклические группы могут являться моноциклическими или полициклическими, а в некоторых вариантах осуществления могут содержать в интервале от 3 до 10 атомов углерода.

Термин «арил» включает в себя карбоциклические ароматические кольца или кольцевые системы, например, характеризующиеся наличием 1, 2 или 3 колец, и необязательно содержащие, по меньшей мере, один гетероатом (например, О, S или N) в составе кольца. Примеры арильных групп включают фенильную, нафтильную, бифенильную, флуоренильную, фурильную, тиенильную, пиридильную, кионлинильную, изокионлинильную, индолильную, изоиндолильную, триазолильную, пирролильную, тетразолильную, имидазолильную, пиразолильную, оксазолильную и тиазолильную группы.

Термин «алкиларил» относится к арильной группе, к которой присоединена алкильная группа.

Термин «щелочной металл» относится к литию, натрию или калию.

Термин «щелочно-земельный металл» относится к кальцию, барию, магнию или стронцию.

Термин «спирты с низкоуглеродными цепями» относится к спиртам, имеющим в основной цепи не более чем 10 атомов углерода.

Как используется в контексте данного описании, термин «по существу, не содержит» означает, при использовании со ссылкой на отсутствие, по существу, материала в композиции, что подобный материал присутствует, если в принципе присутствует, в качестве побочной примеси или побочного продукта. Другими словами, материал не влияет на свойства композиции.

Фраза «подземная формация» охватывает области, как располагающиеся ниже открытой почвы, так и располагающиеся ниже открытой почвы, покрытой водой, такие как океан или пресные водоемы. Величины температуры внутри подземной формации могут варьироваться в диапазоне приблизительно 25 градусов по Фаренгейту (3,89°С) до приблизительно 300 градусов по Фаренгейту (148,9°С). В некоторых вариантах осуществления температура формации составляет, по меньшей мере, приблизительно около 100 градусов по Фаренгейту (37,78°С), в других вариантах осуществления температура формации составляет, по меньшей мере, приблизительно 125 градусов по Фаренгейту (51,67°С), в то время как в других вариантах осуществления температура формации составляет, по меньшей мере, приблизительно 150 градусов по Фаренгейту (65,56°С).

В настоящем описании изобретения в общем и целом представляется композиция поверхностно-активных веществ для обработки и извлечения жидкого ископаемого топлива из подземной формации и, в особенности, для обработки и извлечения жидкого ископаемого топлива из подземной формации с высокой степенью засоленности и/или характеризующиеся высокой температурой. В соответствии с одним из вариантов осуществления композиция поверхностно-активного вещества включает в свой состав первичное поверхностно-активное вещество, агент, придающий композиции стабильность, и воду для закачки. Неожиданным образом было обнаружено, что добавление незначительных количеств агента, придающего композиции стабильность, в композицию придает композиции устойчивость к засоленности и жесткости, в особенности в условиях высокой засоленности, а также фазовую стабильность при высоких температурах. Кроме того, дополнительные компоненты, которые, как правило, могут быть найдены в композициях поверхностно-активных веществ, такие как поверхностно-активные вещества совместно действия, которые, в общем случае, включаются в состав для улучшения стабильности композиции поверхностно-активного вещества, могут в значительной мере быть сокращены или удалены вовсе, тем самым ускоряя процесс разработки эффективной композиции, а также снижая стоимость композиции.

Как отмечается выше, композиция поверхностно-активного вещества включает в свой состав первичное поверхностно-активное вещество. Первичное поверхностно-активное вещество может представлять собой любое соединение, обладающее гидрофобным головным сегментом, гидрофильным хвостовым сегментом и возможными промежуточными функциональными группами. В одном варианте осуществления первичное поверхностно-активное вещество представляет собой соединение, обладающее гидрофобным головным сегментом, который является природной или синтетической алкильной группой или алкиларильной группой, и гидрофильным хвостовым сегментом, который является алкоксилатной группой, сульфатной группой, сульфонатной группой, эфирметиленкарбоксилатной группой, фосфатной группой, фосфонатной группой, бетаином, сульфобетаином или аминооксидом. Композиция поверхностно-активного вещества может включать в свой состав одно первичное поверхностно-активное вещество или смесь первичных поверхностно-активных веществ.

В соответствии с одним из вариантов осуществления, первичное поверхностно-активное вещество состоит из алкиларилсульфоната. В одном конкретном варианте осуществления, алкиларилсульфонат представляет собой соединение, представленное формулой (I)

где Ra представляет собой водород или алкильную группу, содержащую в интервале от 1 до 3 атомов углерода, Rb обозначает водород или алкильную группу, содержащую в интервале от 1 до 3 атомов углерода, Rс представляет собой алкильную группу, содержащую в интервале от 8 до 40 атомов углерода, и А представляет собой однозарядный катион. В одном варианте осуществления А представляет собой ион щелочного металла, ион аммония или замещенный аммоний-ион. Конкретные примеры замещенных аммоний-ионов включают ион аммония, независимо замещенный в интервале от 1 до 4 алифатическими или ароматическими углеводородными группами, содержащими в интервале от 1 до 15 атомов углерода.

Соединение формулы (I) может быть получено путем алкилирования ароматического соединения. В одном варианте осуществления ароматическое соединение представляет собой бензол, толуол, ксилол или их смеси. Для вариантов осуществления, в которых ароматическое соединение включает ксилол, ксилольное соединение может представлять собой орто-ксилол, мета-ксилол, пара-ксилол, или их смесь.

Ароматическое соединение может быть подвергнуто алкилированию смесью нормальных альфа-олефинов, содержащих в интервале C8-C40 атомов углерода, а в некоторых вариантах осуществления С1430 атомов углерода, с получением ароматического алкилата. Ароматический алкилат затем подвергают сульфированию с образованием алкилароматической сульфоновой кислоты, которую затем нейтрализуют источником щелочного или щелочноземельного металла или аммиаком с получением таким образом алкиларилсульфонатного соединения. В одном варианте осуществления источником является гидроксид щелочного металла, такой как, но не ограничиваясь, гидроксид натрия или гидроксид

калия.

В другом варианте осуществления первичное поверхностно-активное вещество состоит из соединения, представленного структурной формулой (II):

,

где Rd представляет собой алкильную группу, содержащую в интервале 6-30 атомов углерода, Re представляет собой CН3 или СН2СН3, r представляет собой число в интервале 0-30, s представляет собой число в интервале 0-30, U представляет собой функциональные группы СОО или SО4, и определяется, как описывается выше. В соответствии с одним вариантом осуществления, где как r, так и s больше, чем 0, пропиленоксид и/или бутиленоксид присутствуют в молярном количестве, по меньшей мере, приблизительно в два раза большем, чем молярная концентрация окиси этилена.

В соответствии с одним из вариантов осуществления композиция поверхностно-активного вещества содержит в интервале от приблизительно 0,005 до приблизительно 10 массовых процентов активного вещества первичного поверхностно-активного вещества в расчете на общую массу композиции поверхностно-активного вещества. Как используется в контексте данного описании, термин «активное вещество» относится к концентрации солей однозарядного катиона каждого из присутствующих основных поверхностно-активных веществ. В другом варианте осуществления композиция поверхностно-активного вещества содержит в интервале от приблизительно 0,01 до приблизительно 5 массовых процентов

активного вещества первичного поверхностно-активного вещества, в расчете на общую массу композиции поверхностно-активного вещества. В еще одном варианте осуществления композиция поверхностно-активного вещества содержит в интервале от приблизительно 0,5 до приблизительно 3 массовых процента активного вещества первичного поверхностно-активного вещества в расчете на общую массу композиции поверхностно-активного вещества.

Композиция поверхностно-активного вещества дополнительно включает в свой состав агент, придающий композиции стабильность, выбранный из группы, состоящей из молекул вспомогательного вещества, диалкилсульфосукцината, растворителя и их смесей. В соответствии с одним вариантом осуществления, молекула вспомогательного вещества представляет собой соединение, характеризующееся структурой, как это показано в формуле (III)

где z равно 0 или 1, R1 и R2 каждый независимо представляют собой водород, алкильную группу, содержащую в интервале от 1 до 18 атомов углерода или арильную группу, а каждый Х независимо представляет собой водород, ион щелочного металла, ион щелочноземельного металла или радикал, содержащий аммоний-ион формулы (IV)

где каждый R3 независимо представляет собой водород, алкильную группу, содержащую в интервале 1-4 атомов углерода, или C1-C4 гидроксиалкильный радикал.

В одном варианте осуществления одна или каждая из R1 и R2 алкильных групп содержат в интервале от 6 до 16 атомов углерода. В другом варианте осуществления Х в каждом случае представляет собой натрий или калий. В еще одном варианте осуществления z равно 1.

Примеры соединений, соответствующих формуле (III), включают, но не ограничиваются, динатрий гексадецилдифениленоксиддисульфонат; динатрий дигексадецилдифениленоксиддисульфонат; натрий дипропилдифениленоксидсульфонат, динатрий дидецилдифениленоксиддисульфонат, и динатрий-моно- и дивтор-гексилдифениленоксиддисульфонат, а также их смеси. Подобные материалы могут быть легко получены специалистом в данной области с использованием хорошо известных методов. Удовлетворяющие требованиям способы описываются в патентном документе US Pat. No. 6,743,764 и документах, приводящихся в нем, которые включаются в настоящее описание посредством ссылки.

В соответствии с одним вариантом осуществления, молекулы вспомогательного вещества добавляют к композиции поверхностно-активного вещества в соотношении приблизительно 1:15 частей по массе молекулы вспомогательного вещества к первичному поверхностно-активному веществу. В другом варианте осуществления молекулы вспомогательного вещества добавляют к композиции поверхностно-активного вещества в соотношении приблизительно 1:10 частей по массе молекулы вспомогательного вещества к первичному поверхностно-активному веществу. В еще одном варианте осуществления молекулы вспомогательного вещества добавляют к композиции поверхностно-активного вещества в соотношении приблизительно 1:7,5 частей по массе молекул вспомогательного вещества к первичному поверхностно-активному веществу. В еще одном варианте осуществления молекулы вспомогательного вещества добавляют к композиции поверхностно-активного вещества в соотношении приблизительно 1:5 частей по массе молекул вспомогательного вещества к первичному поверхностно-активному веществу. В другом варианте осуществления молекулы вспомогательного вещества добавляют к композиции поверхностно-активного вещества в соотношении приблизительно 1:2,5 частей по массе молекул вспомогательного вещества к первичному поверхностно-активному веществу. В еще одном дополнительном варианте осуществления молекулы вспомогательного вещества добавляют к композиции поверхностно-активного вещества в соотношении приблизительно 1:1 частей по массе молекул вспомогательного вещества к первичному поверхностно-активному веществу.

В соответствии с другим вариантом осуществления, молекулы вспомогательного вещества добавляют к композиции поверхностно-активного вещества в соотношении в интервале приблизительно 1:20 частей по массе молекул вспомогательного вещества к первичному поверхностно-активному веществу - приблизительно 1:1 частей по массе молекул вспомогательного вещества к первичному поверхностно-активному веществу. В другом варианте осуществления молекулы вспомогательного вещества добавляют к композиции поверхностно-активного вещества в соотношении приблизительно 1:15 частей по массе молекул вспомогательного вещества к первичному поверхностно-активному веществу - приблизительно 1:5 частей по массе молекул вспомогательного вещества к первичному поверхностно-активному веществу. В еще одном варианте осуществления молекулы вспомогательного вещества добавляют к композиции поверхностно-активного вещества в соотношении приблизительно 1:12,5 частей по массе молекул вспомогательного вещества к первичному поверхностно-активному веществу - приблизительно 1:7,5 частей по массе молекул вспомогательного вещества к первичному поверхностно-активному веществу.

В другом варианте осуществления, агент, придающий композиции стабильность представляет собой диалкилсульфосукцинат, представленный формулой (V)

где R4 и R5 каждый независимо представляет собой алкильную группу, содержащую в интервале от 5 до 13 атомов углерода, и М представляет собой ион щелочного металла, ион щелочноземельного металла, ион аммония или замещенный аммоний-ион. Примеры замещенных аммоний-ионов включают аммоний, независимо замещенный на 1-4 алифатические или ароматические углеводородные группы, содержащие в интервале от 1 до 15 атомов углерода.

В соответствии с одним вариантом осуществления R4 и R5 каждый независимо представляет собой C5-алкильную, С6-алкильную, C8-алкильную или C13-алкильную группы. Данные группы могут быть получены, например, из соответственно, амилового спирта, метиламилового спирта (1,4-диметилбутилового спирта), 2-этилгексанола и смешанных изомеров спиртов.

В еще одном варианте осуществления М представляет собой ион щелочного металла или ион щелочно-земельного металла. В еще одном варианте осуществления М представляет собой натрий.

В соответствии с одним вариантом осуществления диалкилсульфосукцинат добавляют к композиции поверхностно-активного вещества в соотношении приблизительно 1:15 частей по массе диалкилсульфосукцината к первичному поверхностно-активному веществу. В другом варианте осуществления, диалкилсульфосукцинат добавляют к композиции поверхностно-активного вещества в соотношении приблизительно 1:10 частей по массе диалкилсульфосукцината к первичному поверхностно-активному веществу. В еще одном варианте осуществления диалкилсульфосукцинат добавляют к композиции поверхностно-активного вещества в соотношении приблизительно 1:7,5 частей по массе диалкилсульфосукцината к первичному поверхностно-активному веществу. В еще одном варианте осуществления диалкилсульфосукцинат добавляют к композиции поверхностно-активного вещества в соотношении приблизительно 1:5 частей по массе диалкилсульфосукцината к первичному поверхностно-активному веществу. В дополнительном варианте осуществления диалкилсульфосукцинат добавляют к композиции поверхностно-активного вещества в соотношении приблизительно 1:2,5 частей по массе диалкилсульфосукцината к первичному поверхностно-активному веществу. В еще одном дополнительном варианте осуществления диалкилсульфосукцинат добавляют к композиции поверхностно-активного вещества в соотношении приблизительно 1:1 частей по массе диалкилсульфосукцината к первичному поверхностно-активному веществу.

В соответствии с другим вариантом осуществления диалкилсульфосукцинат добавляют к композиции поверхностно-активного вещества в соотношении в интервале приблизительно 0,5:20 частей по массе диалкилсульфосукцината к первичному поверхностно-активному веществу - приблизительно 0,5:1 частей по массе диалкилсульфосукцината к первичному поверхностно-активному веществу. В другом варианте осуществления, диалкилсульфосукцинат добавляют к композиции поверхностно-активного вещества в соотношении приблизительно 0,75:15 частей по массе диалкилсульфосукцината к первичному поверхностно-активному веществу - приблизительно 0,75:1 частей по массе диалкилсульфосукцината к первичному поверхностно-активному веществу. В еще одном варианте осуществления диалкилсульфосукцинат добавляют к композиции поверхностно-активного вещества в соотношении приблизительно 1:12,5 частей по массе диалкилсульфосукцината к первичному поверхностно-активному веществу - приблизительно 1:1 частей по массе диалкилсульфосукцината к первичному поверхностно-активному веществу.

В другом варианте осуществления агент, придающий композиции стабильность, представляет собой растворитель. Примеры удовлетворяющих требованиям растворителей включают, но не ограничиваются, спирты, такие как спирты с низкоуглеродными цепями, например изопропиловый спирт, этанол, н-пропиловый спирт, н-бутиловый спирт, втор-бутиловый спирт, н-амиловый спирт, втор-амиловый спирт, н-гексиловый спирт и втор-гексиловый спирт; спирты с низкоуглеродными цепями, которые были подвергнуты алкоксилированнию с оксидом этилена (ЭО), пропиленоксида (ПO) или бутиленоксида (БО), например н-бутанол + 1ЭO, н-бутанол + 2ЭО, н-бутанол + 3ЭO, н-гексанол + 6ЭO, 2-этилгексанол + 2ЭО и изо-бутанол + 3ЭO, эфиры спиртов, эфиры полиалкиленгликолевых спиртов, такие как монобутиловый эфир этиленгликоля, полиалкиленгликоли, такие как этиленгликоль и пропиленгликоль, поли(оксиалкилен)гликоли, такие как диэтиленгликоль, поли(оксиалкилен)гликоли, эфиры гликолей или любые их смеси.

В одном варианте осуществления растворитель добавляют к композиции поверхностно-активного вещества в соотношении в интервале приблизительно 20:1 частей по массе растворителя к первичному поверхностно-активному веществу - приблизительно 1:1 частей по массе растворителя к первичному поверхностно-активному веществу. В другом варианте осуществления растворитель добавляют к композиции поверхностно-активного вещества в соотношении в интервале приблизительно 15:1 частей по массе растворителя к первичному поверхностно-активному веществу - приблизительно 2,5:1 частей по массе растворителя к первичному поверхностно-активному веществу. В еще одном варианте осуществления растворитель добавляют к композиции поверхностно-активного вещества в соотношении в интервале приблизительно 10:1 частей по массе растворителя к первичному поверхностно-активному веществу - приблизительно 5:1 частей по массе растворителя к первичному поверхностно-активному веществу.

Композиция поверхностно-активного вещества также содержит воду для закачки. В одном варианте осуществления вода для закачки в пласт может представлять собой морскую воду, солевой раствор, пресную воду из водоносного пласта, реки или озера или их смеси. Таким образом, в соответствии со многими вариантами осуществления вода для закачки содержит минералы, например бариевые, кальциевые, магниевые и/или минеральные соли, например хлорид натрия, хлорид калия, хлорид магния.

Является хорошо известным, что солесодержание воды и/или жесткость воды может влиять на процесс извлечения жидкого ископаемого топлива из формации. В контексте данного описания, «засоленность(солесодержание)» относится к количеству растворенных твердых веществ в воде для закачки в пласт. Таким образом, в одном варианте осуществления вода для закачки характеризуется солесодержанием, по меньшей мере, приблизительно 20,000 миллионных долей. В другом варианте осуществления вода для закачки в пласт характеризуется солесодержанием, по меньшей мере, приблизительно 30,000 миллионных долей. В еще одном варианте осуществления вода для закачки характеризуется солесодержанием, по меньшей мере, приблизительно 50,000 миллионных долей. В еще одном варианте осуществления вода для закачки характеризуется солесодержанием, по меньшей мере, приблизительно 100,000 миллионных долей. В еще одном варианте осуществления вода для закачки характеризуется солесодержанием, по меньшей мере, приблизительно 200,000 миллионных долей.

В еще одном варианте осуществления композиция поверхностно-активного вещества может необязательно включать в свой состав хелатирующий агент или полимер.

Примеры хелатирующих агентов, которые могут быть использованы, включают, но не ограничиваются, ЭДТА, соли ЭДТА, ЭДДС, соли ЭДДС, фосфатные соединения, аскорбиновую кислоту, тетранатрийиминодисукцинат, лимонную кислоту, дикарбоксиметилглутаминовую кислоту, малеиновую кислоту, диетилентриаминпентауксусную кислоту, циклогексан-транс-1,2-диаминтетрауксусную кислоту, этанолдиглицин, диэтанолглицин, гидроксиэтил-этилен-диаминтриуксусную кислоту, этилен-бис[2-(о-гидроксифенил)глицин], нитрилотриуксусную кислоту (НТК), неполярные аминокислоты, метионин, щавелевую кислоту, полярные аминокислоты, аргинин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, глутаминовую кислоту, глутамин, лизин, орнитин, сидерофор, десферриоксамин В, гидролизированную шерсть, янтарную кислоту, метаборат натрия, силикат натрия, ортосиликат натрия и любые их смеси.

В одном конкретном варианте осуществления композиция поверхностно-активного вещества, по существу, не содержит ЭДТА, солей ЭДТА и фосфатных соединений.

В соответствии с другим вариантом осуществления композиция поверхностно-активного вещества содержит в интервале от приблизительно 0 до приблизительно 10 массовых процентов из хелатирующего агента, в расчете на общую массу композиции поверхностно-активного вещества. В другом варианте осуществления композиция поверхностно-активного вещества содержит в интервале от приблизительно 0,01 до приблизительно 5 массовых процентов хелатирующего агента в расчете на общую массу композиции поверхностно-активного вещества. В еще одном варианте осуществления композиция поверхностно-активного вещества содержит в интервале от приблизительно 0,1 до приблизительно 3 массовых процентов хелатирующего агента в расчете на общую массу композиции поверхностно-активного вещества.

Примеры полимеров включают, но не ограничиваются, полиакриламиды, частично гидролизованные полиакриламиды, полиакрилаты, сополимеры этилена, биополимеры, карбоксиметилцеллюлозу, поливиниловые спирты, полистиролсульфонаты, поливинилпирролидон, АМПС (2-акриламид-2-метилпропансульфонат), модифицированные крахмалы, а также их смеси. Примеры сополимеров этилена включают сополимеры акриловой кислоты и акриламида, акриловой кислоты и лаурилацетилата, лаурилакрилата и акриламида. Примеры биополимеров включают ксантановую камедь и гуаровую камедь.

В одном варианте осуществления композиция поверхностно-активного вещества содержит в интервале от приблизительно 0 до приблизительно 2 массовых процентов полимера в расчете на общую массу композиции поверхностно-активного вещества. В другом варианте осуществления композиция поверхностно-активного вещества содержит в интервале от приблизительно 0,01 до приблизительно 1 массовых процентов полимера в расчете на общую массу композиции поверхностно-активного вещества. В еще одном варианте осуществления композиция поверхностно-активного вещества содержит в интервале от приблизительно 0,2 до приблизительно 0,5 массовых процентов полимера в расчете на общую массу композиции поверхностно-активного вещества.

В еще одном варианте осуществления композиция поверхностно-активного вещества может необязательно подвергаться нейтрализацией гидроксидом, карбонатом или хлоридом щелочного металла. В одном варианте осуществления гидроксид, карбонат или хлорид щелочного металла добавляют к композиции поверхностно-активного вещества до того, как та закачивается в несущую жидкое ископаемое топливо подземную формацию. В другом варианте осуществления композиция поверхностно-активного вещества содержит в интервале от приблизительно 0,01 массовых процентов до приблизительно 2 массовых процентов, например, приблизительно в интервале от 0,05 массовых процентов до приблизительно 1,5 массовых процентов или в интервале от приблизительно 0,01 массовых процентов до приблизительно 1 массовых процентов гидроксида, карбоната или хлорида щелочного металла в расчете на общую массу композиции.

Композиция поверхностно-активного вещества может быть получена посредством технологического процесса смешивания первичного поверхностно-активного вещества с агентом, придающим композиции стабильность, и водой для закачки. Компоненты могут быть смешаны вместе в любом порядке с использованием стандартных устройств, таких как, но не ограничиваясь, сосуд, укомплектованный перемешивающим устройством, или статическое смесительное устройство.

В другом варианте осуществления представляется способ составления композиции поверхностно-активного вещества для использования при извлечении жидкого ископаемого топлива из подземной формации. Способ включает измерение температуры в подземной формации, измерение поверхностного натяжения воды для закачки в пласт и жидкого ископаемого топлива, добавление первичного поверхностно-активного вещества к воде для закачки в пласт с тем, чтобы уменьшить поверхностное натяжение воды для закачки в пласт и жидкого ископаемого топлива до менее чем 1×10-5 Дж/м2, предпочтительно менее 0,5×10-6 Дж/м2, и добавление агента, придающего композиции стабильность, к смеси воды для закачки в пласт и первичного поверхностно-активного вещества в количестве, необходимом для того, чтобы фаза смеси оставалась стабильной при температуре подземной формации. В одном варианте осуществления вода для закачки в пласт характеризуется солесодержанием, по меньшей мере, приблизительно 20,000 миллионных долей, и подземная формация характеризуется температурой в интервале от приблизительно 80 градусов по Фаренгейту (26,67°С) до приблизительно 300 градусов по Фаренгейту (148,89°С), в то время как в других вариантах осуществления формация характеризуется температурой в интервале от приблизительно 125 градусов по Фаренгейту (51,67°С) до приблизительно 300 градусов по Фаренгейту (148,89°С).

Композиция поверхностно-активного вещества, описываемая в контексте данного изобретения, может вводиться по одной или более нагнетательным скважинам, располагающимся в подземной формации таким образом, что жидкое ископаемое топливо впоследствии получают из одной или более добывающих скважин. В одном варианте осуществления нагнетательная скважина и добывающая скважина являются одной и той же скважиной. В другом варианте осуществления нагнетательная скважина и добывающая скважина являются смежными друг с другом. В одном варианте осуществления температурные условия подземной формации составляют в интервале приблизительно 80 градусов по Фаренгейту (26,67°С) до приблизительно 300 градусов по Фаренгейту (148,89°С), предпочтительно в интервале от приблизительно 125 градусов по Фаренгейту (51,67°С) до приблизительно 300 градусов по Фаренгейту (148,89°С).

Необходимо учитывать тот факт, что хотя это изобретение описывается и раскрывается в отношении определенных предпочтительных вариантов осуществления, их очевидные эквивалентные модификации и поправки должны представляться явными любому специалисту в данной области техники после прочтения и осмысления им данного описания и прилагаемой к настоящему документу формулы изобретения. Настоящее описание изобретения включает предмет изобретения, определяемый любым сочетанием каких-либо из различных прилагаемых пунктов формулы изобретения, прилагающихся к данному описанию, наряду с каким-либо одним или более остальных пунктов формулы изобретения, в том числе включением ключевых особенностей и/или введения ограничений любого зависимого пункта формулы изобретения, по отдельности или в сочетании с ключевыми особенностями и/или ограничениями какого-либо одного или более других зависимых пунктов формулы изобретения, наряду с ключевыми особенностями и/или ограничениями какого-либо одного или более независимых пунктов формулы изобретения наряду с остальными зависимыми пунктами формулы изобретения, при их первоначальном прочтении и применении к любому независимому пункту формулы изобретения, измененному подобным образом. Это также включает сочетания ключевых особенностей и/или ограничений одного или более независимых пунктов формулы изобретения с ключевыми признаками и/или ограничения другого независимого пункта формулы изобретения, которые появляются в модифицированном независимом пункте формулы изобретения, при первоначальном прочтении остающихся зависимых пунктов формулы изобретения и применении к любому независимому пункту формулы изобретения, измененному подобным образом. Соответственно, описываемое настоящее изобретение предназначается для охвата всех подобных модификаций и изменений и ограничивается только объемом формулы изобретения, которая следует далее в свете вышеизложенного и прочего содержимого данной спецификации.

1. Композиция поверхностно-активного вещества для обработки несущей жидкое ископаемое топливо подземной формации, содержащая первичное поверхностно-активное вещество, агент, придающий композиции стабильность, выбранный из группы, состоящей из молекул вспомогательного вещества, диалкилсульфосукцината, растворителя и их смеси, а также воды для закачки, причем первичное поверхностно-активное вещество содержит:

вещество, представленное общей формулой (I)

,

где Ra представляет собой водород или алкильную группу, содержащую от 1 до 3 атомов углерода, Rb обозначает водород или алкильную группу, содержащую от 1 до 3 атомов углерода, Rс представляет собой алкильную группу, содержащую в интервале 8-40 атомов углерода, и А представляет собой одновалентный катион ,

вещество, представленное общей формулой (II)

,

где Rd представляет собой алкильную группу, содержащую в интервале 6-30 атомов углерода, Re представляет собой CН3 или СН2СН3, r представляет собой число от 0 до 30, s представляет собой число от 0 до 30, U представляет собой функциональные группы СОО или SО4 и А представляет собой одновалентный катион или их смеси, причем

молекула вспомогательного вещества, характеризуется структурой, продемонстрированной формулой (III)

,

где z равно 0 или 1, R1 и R2 каждый независимо представляют собой водород, алкильную группу, содержащую от 1 до 18 атомов углерода или арильную группу, а каждый Х независимо представляет собой водород, ион щелочного металла, ион щелочноземельного металла или радикал, содержащий ион аммония согласно формуле (IV)

где каждый R3 независимо представляет собой водород, алкильную группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода, или C1-C4 гидроксиалкильный радикал.

2. Композиция поверхностно-активного вещества согласно п.1, в которой одна или обе из R1 и R2 алкильных групп содержат в интервале от 6 до 16 атомов углерода, при этом Х в каждом случае представляет собой натрий или калий и z равно 1.

3. Композиция поверхностно-активного вещества согласно п.1, в которой агент, придающий композиции стабильность, представляет собой смесь молекул вспомогательного вещества и диалкилсульфосукцината.

4. Композиция поверхностно-активного вещества согласно п.3, в которой диалкилсульфосукцинат представляет собой соединение, представленное формулой (V)

где R4 и R5 каждый независимо представляют собой алкильную группу, содержащую в интервале от 5 до 13 атомов углерода и М представляет собой ион щелочного металла, ион щелочноземельного металла, ион аммония или замещенный аммоний-ион.

5. Композиция поверхностно-активного вещества согласно п.1, в которой агент, придающий композиции стабильность, представляет собой смесь молекул вспомогательного вещества, диалкилсульфосукцината и растворителя.

6. Композиция поверхностно-активного вещества согласно п.5, в которой растворитель представляет собой спирт с низшей углеродной цепью или спирт с низшей углеродной цепью, которая была подвергнута алкоксилированнию этиленоксидом (ЭО), пропиленоксидом (ПO) или бутиленоксидом (БО).

7. Композиция поверхностно-активного вещества согласно п.1, в которой вода для закачки может представлять собой морскую воду, солевой раствор, пресную воду из водоносного пласта, реки или озера или их смеси.

8. Композиция поверхностно-активного вещества согласно п.7, в которой вода для закачки характеризуется солесодержанием по меньшей мере приблизительно 20,000 миллионных долей.

9. Способ получения композиции поверхностно-активного вещества для обработки несущей жидкое ископаемое топливо подземной формации, включающий стадии смешения первичного поверхностно-активного вещества с агентом, придающим композиции стабильность, выбранным из молекул вспомогательного вещества, диалкилсульфосукцината, растворителя и их смесей, а также воды для закачки, причем первичное поверхностно-активное вещество содержит:

вещество, представленное общей формулой (I)

,

где Ra представляет собой водород или алкильную группу, содержащую от 1 до 3 атомов углерода, Rb обозначает водород или алкильную группу, содержащую от 1 до 3 атомов углерода, Rс представляет собой алкильную группу, содержащую в интервале 8-40 атомов углерода и А представляет собой одновалентный катион ,

вещество, представленное общей формулой (II):

,

где Rd представляет собой алкильную группу, содержащую в интервале 6-30 атомов углерода, Re представляет собой CН3 или СН2СН3, r представляет собой число от 0 до 30, s представляет собой число от 0 до 30, U представляет собой функциональные группы СОО или SО4 и А представляет собой одновалентный катион или их смеси, причем

молекула вспомогательного вещества, характеризуется структурой, продемонстрированной формулой (III)

,

где z равно 0 или 1, R1 и R2 каждый независимо представляют собой водород, алкильную группу, содержащую от 1 до 18 атомов углерода или арильную группу, а каждый Х независимо представляет собой водород, ион щелочного металла, ион щелочноземельного металла или радикал, содержащий ион аммония согласно формуле (IV)

где каждый R3 независимо представляет собой водород, алкильную группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода, или C1-C4 гидроксиалкильный радикал.

10. Способ извлечения жидкого ископаемого топлива из несущей жидкое ископаемое топливо подземной формации, состоящий из стадий закачки композиции поверхностно-активного вещества согласно п.1 по одной или более нагнетательным скважинам таким образом, что нефть впоследствии появляется из одной или более добывающих скважин.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение стабильности эмульсионных растворов для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом.

Изобретение относится к добыче нефти из подземной формации. Способ добычи нефти из подземной формации, включающий стадию нагнетания в указанную формацию водной композиции, содержащей от 0,05% до 5 мас.% на основе общего количества водной композиции поверхностно-активного вещества - карбоксилата алкил- или алкенилолигогликозида (простого эфира) согласно приведенной структурной формуле по меньшей мере через один нагнетательный ствол скважины и извлечения сырой нефти из подземной формации по меньшей мере через один добывающий ствол скважины.
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.

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.

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.

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 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).

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

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении набухающих неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение протяженности изоляционного экрана, повышение нефтеотдачи пласта за счет осадкообразования и закупорки флюидопроводящих каналов удаленных зон.

Изобретение относится к способу получения блок-сополимеров, к блок-сополимеру и его применению в качестве регулятора реологических свойств жидкой среды. Способ получения блок-сополимера включает этап (Е) мицеллярной радикальной полимеризации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для растворения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) с поверхности скважинного оборудования, в резервуарах и нефтесборных коллекторах.
Изобретение относится к резинотехнической промышленности и может быть использовано в нефтедобывающей отрасли. Нефтепромысловый элемент получают из композиции, включающей компоненты при следующем соотношении, мас.ч.: бутадиен-нитрильный каучук – БНК или комбинация БНК с гидрированным бутадиен-нитрильным каучуком – ГБНК (100,0), эфир целлюлозы (1,0-30,0), сополимер акриловой кислоты с амидом акриловой кислоты или акрилатом калия (60,0-120,0), технический углерод (50,0-90,0), высокодисперсный оксид кремния (15,0-50,0), оксид цинка (3,0-7,0), магнезия жженая (3,0-10,0), стеариновая кислота (1,5-3,0), антиоксиданты (2,0-3,0), вулканизующая система: сера (0,5-3,0) и ускорители вулканизации (1,3-3,5) или органический пероксид (4,5-10,0) и соагент вулканизации (100% активного вещества) (3,6-5,0), технологические добавки (1,0-3,0).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и применяется для ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти включает закачку в пласт водоизоляционного гелеобразующего состава, содержащего следующие компоненты, мас.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение экономической эффективности добычи углеводородов и вовлечение в разработку новых категорий запасов путем стимуляции скважин.

Группа изобретений относится к покрытию стоматологических керамических материалов. Технический результат – окрашивание без ущерба для яркости, имитация внешнего вида индивидуального природного зуба, легкая наносимость раствора для покрытия.

Изобретение относится к способу цементирования, включающему: обеспечение пуццолановой суспензии, содержащей пуццолан и воду в количестве от 33 мас. % до 200 мас.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение стабильности эмульсионных растворов для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом.

Изобретение относится к способу цементирования, способу уменьшения загрязнения примесями при получении цементной композиции, к цементной системе с замедленным сроком схватывания и композиции для цементирования. Способ цементирования включает получение цементной композиции с замедленным схватыванием, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, первичный замедлитель схватывания и вторичный замедлитель схватывания, где указанная цементная композиция с замедленным схватыванием загрязнена цементирующей примесью в количестве примерно 5% по массе от массы пемзы или менее; хранение цементной композиции с замедленным схватыванием в текучем состоянии, пригодном для перекачивания, в течение периода времени примерно 1 дня или более; активацию указанной цементной композиции с замедленным схватыванием с получением активированной цементной композиции; введение активированной цементной композиции в подземный пласт; и обеспечение возможности схватывания активированной цементной композиции в подземном пласте. Технический результат - снижение капитальных и эксплуатационных затрат. 4 н. и 30 з.п. ф-лы, 2 ил., 5 табл.
Наверх