Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия и расширение области применения состава. Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны нефтяных и газовых скважин содержит, мас.%: ингибированную соляную кислоту (в пересчете на HCl) 1-24; фтористоводородную кислоту HF 0,1-10,0; неионогенное поверхностно-активное вещество 0,1-2,5; водорастворимый гидрофобизатор 0,1-7,0; аммоний хлористый 1,0-10,0; в качестве смеси комплексонов, растворителя АСПО и взаимного растворителя - нефтяной реагент РУН-4 5,0-40,0; воду остальное. 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами нефти или газа. Кислотный состав по способу может использоваться для большеобъемных кислотных обработок. Техническим результатом является расширение области применения состава и повышение эффективности воздействия.

Кислотные обработки являются наиболее доступным в техническом исполнении, эффективным и недорогим методом воздействия на пласт для интенсификации добычи нефти. На сегодняшний день предложены различные кислотные составы и способы проведения кислотных обработок.

Известен кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны скважин, содержащий ингибированную соляную кислоту 5,0-23,0%, фтористо-водородную кислоту 2,0-10,0%, неионогенное поверхностно-активное вещество 1,0-5,0%, растворитель АСПО 5,0-25,0%, вода остальное (RU 2131972, 20.06.1999).

Известен кислотный состав, содержащий соляную кислоту, бифторид аммония или плавиковую кислоту, алифатический спирт и кубовый остаток производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза [RU 2013528, 30.05.1994).

Недостатком составов является то, что по мере нейтрализации кислот и повышения рН раствора в пласте возникает опасность образования гелеобразных осадков гидроокиси железа и выпадения «вторичных» осадков, что приводит к снижению эффекта от кислотной обработки. Кроме того, состав малоэффективен для пластов с повышенной обводненностью добываемой продукции.

Известен состав для обработки призабойной зоны скважин карбонатного пласта, содержащий, масс. %: 7-8 раствора уксусной кислоты 20%-ной концентрации, 65-70 легкую пиролизную смолу и 22-28 раствора соляной кислоты 98%-ной концентрации (RU 2269563, 10.02.2006 г. ).

Известен кислотный состав для кислотной обработки добывающих и нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах содержит, % масс: соляную кислоту 24%-ную или 36%-ную 25,0-50,0, алкилбензолсульфокислоту, содержащую в алкильной группе 12-14 атомов углерода, 0,1-2,0, лимонную кислоту 0,5-3,0, уксусную кислоту 3,0-12,0, метиловый спирт 3,0-10,0, препарат ОС-20 0,5-2,5, ингибитор коррозии тина «ИКУ-118» 1,0-5,0, фтористоводородную кислоту 40%-ную 0,0-7,5, стабилизатор железа типа «Ферикс» 0,0-5,0, воду остальное (RU 2543224, 27.03.2013 г. ).

Недостатком составов является опасность образования железистых осадков при температурах выше 60°С и снижение эффективности кислотной обработки в целом.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны, включающий смесь ингибированной соляной НС1 и фтористоводородной кислот HF, неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ, растворитель АСПО, воду, взаимный растворитель и оксиэтилендифосфоновую кислоту ОЭДФ и/или уксусную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас. %: НС1 3-23, HF 0,5-5, НПАВ 0,1-1, растворитель АСПО 0,3-3, ОЭДФ и/или уксусная кислота 0,05 6, взаимный растворитель 10 - 30, вода остальное. Состав в качестве взаимного растворителя содержит низшие спирты: изопропиловый спирт, или метанол, или этанол, или ацетон, или спиртовосодержащие отходы производств (RU 2249101,27.03.2005).

Состав обладает высокой проникающей способностью. Неионогенный ПАВ в заданных концентрациях выполняет роль деэмульгатора, что исключает опасность эмульгирования состава с нефтью и способствует удалению из пласта отработанной кислоты. Введение комплексонов ОЭДФ и/или уксусной кислоты обеспечивает стабильность состава к выпадению железистых осадков в широком температурном диапазоне. Но область применения состава ограничена. Состав предназначен для восстановления продуктивности скважин при неглубоком (менее 0,5 метра) радиусе призабойной зоны пласта, а отработанная кислота провоцирует создание области остаточной водонасыщенности. В настоящее время многие месторождения вступили на позднюю стадию разработки, когда такой метод воздействия малоэффективен и требуется применение кислот пролонгированного действия с гидрофобными добавками, стимулирующими повышение продуктивности скважины по окончании кислотного воздействия.

Целью настоящего изобретения является повышение эффективности кислотной обработки скважин за счет расширения области действия.

Технический результат достигается тем, что в отличие от известных составов, в заявляемом составе, включающем смесь ингибированной соляной НС1 и фтористоводородной кислот HF, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ, растворителя АСПО, взаимного растворителя и комплексонов, дополнительно введены водорастворимый гидрофобизатор и хлористый аммоний, а в качестве смеси комплексонов, растворителя АСПО и взаимного растворителя используют нефтяной реагент РУН-4 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ингибированная соляная кислота 1-24
(в пересчете на НС1)
фтористоводородная кислота (HF) 0,1-10,0
неионогенное поверхностно-активное 0,1-2,5
вещество
водорастворимый гидрофобизатор 0,1-7,0
аммоний хлористый 1,0-10,0
нефтяной реагент РУН-4 5,0-40,0
вода остальное

При кислотных обработках нефтяных скважин для увеличения их дебитов наиболее эффективны ПАВ, которые хорошо понижают поверхностное натяжение и обладают гидрофобизующим действием в отношении поверхности породы. Неионогенные ПАВ, в отличие от катионных, малоэффективны по удалению остаточной водонасыщенности и восстановлению фазовой проницаемости по нефти. Введение в кислотный состав водорастворимого гидрофобизатора минимизирует отрицательное действие остаточной насыщенности порового пространства отработанной кислотой, благоприятствует более полному смачиванию поверхности пор нефтью при вызове притока.

Введение в кислотный состав соли соляной кислоты - аммония хлористого, обеспечивает дополнительное, пролонгированное действие кислотного состава.

Растворение кальцитовой породы хлоридом аммония происходит крайне медленно, по мере расходования соляной кислоты и продвижения ее вглубь пласта. Дополнительный положительный эффект - это то, что хлорид аммония в заданных концентрациях выполняет роль буфера, постоянно поддерживающего значение рН среды в области, исключающей образование гелеобразных продуктов реакции, что повышает общий эффект кислотного воздействия.

Для приготовления данного кислотного состава используют: ингибированную соляную кислоту (ТУ 2458-264-05765670-99), фтористоводородную кислоту (ТУ 1426-84), в качестве НПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол, марки неонол Аф9-12 (ТУ 38-507-63-171-91) или моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля марки ОП-10 (ГОСТ 8433-91), в качестве водорастворимого гидрофобизатора - концентрат ГФ-1 (ТУ 2482-054-53501222-2006, ЗАО «Полиэкс», г. Пермь) или ИВВ-1 (ТУ 2482-013-13164401-94, ЗАО «НПФ Бурсинтез-М», г. Москва), аммоний хлористый (ГОСТ 3773-72), в качестве смеси комплексонов, растворителя АСПО и взаимного растворителя используют нефтяной реагент РУН марки РУН-4 (ТУ 2458-002-72799552-2014, ООО «Бизнес-Групп», г. Москва).

Нефтяной реагент РУН марки РУН-4 представляет собой композицию, содержащую ацетон, изопропанол, толуол и смесь фосфоновых комплексонов и применяется в качестве модифицирующей добавки в кислотные составы при обработке призабойной зоны пласта.

Для подтверждения эффективности предлагаемого состава в лабораторных условиях были проведены эксперименты по определению скорости его нейтрализации и фильтрационно-емкостных свойств породы в ходе кислотного воздействия.

Для сравнительной оценки готовили составы согласно заявляемому изобретению и прототипу (RU 2249101, 27.03.2005).

Определение скорости растворения карбонатной породы (мрамора) проводили в соответствии с РД 39-1-442-80. Метод основан на определении массы растворенной породы во времени. Результаты экспериментов представлены в таблице 1.

Определение фактора интенсификации проводили по изменению фильтрационно-емкостных свойств породы в ходе кислотного воздействия Эксперименты проводили на фильтрационных установках с использованием насыпных линейных моделей кернов.

Насыпные модели представляют собой металлические трубки длиной 10 см и диаметром 3,5 см. При моделировании добывающей скважины керн заполняли смесью кварцевого песка фракции <200 мкм, бентонитовой глины и карбоната в соотношении 40:45:15.

Подготовленный керн насыщали под вакуумом дизельным топливом с замером начальной проницаемости, затем в прямом направлении прокачивали воду с минерализацией 15 г/л. При установившемся режиме течения определяли проницаемость керна после набухания глины. Проницаемость определяли по формуле (1):

где

k - проницаемость, мкм2;

μ - вязкость керосина, сПз;

L - длина керна, см;

Q - заданный расход, см3/сек;

S - площадь керна, см2;

ΔΡ - перепад давления, атм.

После определения проницаемости через керн в направлении, обратном насыщению, прокачивали кислотный состав. Вытеснение рабочих жидкостей проводили дизтопливом.

При установившемся режиме вновь определяли проницаемость по формуле (1). На основании рассчитанных проницаемостей определяли величину интенсификации по формуле (2):

где

k1 - подвижность пористой среды до обработки, мкм;2

k2 - подвижность пористой среды после обработки, мкм.2

Испытания проводили при температуре 80°С.

Результаты фильтрационных экспериментов представлены в табл. 2. Из результатов опытов видно, что вводимые добавки обеспечивают еще большее снижение скорости нейтрализации кислотного состава в сравнении с прототипом, а фактор интенсификации при этом повышается.

Повышение интенсифицирующей способности заявляемого состава объясняется эффектом удаления остаточной водонасыщенности отработанной кислоты и гидрофобизацией поверхности пор.

Уменьшение количества вводимых гидрофобизатора, нефтяного реагента РУН-4 и соли приводит к снижению эффекта, а увеличение их концентраций становится экономически не выгодным. Соотношение всех компонентов, рецептура кислотного состава отрабатываются индивидуально для геологических условий конкретной скважины. Предлагаемые добавки снижают скорость реакции кислот с породой, способствуют более длительному сохранению активности кислоты при ее продвижении по поровому пространству пласта и увеличению фазовой проницаемости по нефти. Состав такого пролонгированного действия может быть рекомендован к применению как для стандартных, так и для большеобъемных кислотных обработок.

Технический результат - дополнительное увеличение дебита скважин и повышение эффективности кислотной обработки.

НС1 -ингибированная соляная кислота,

HF - фтористоводородная кислота,

Аф9-12 - НПАВ (оксиэтилированный алкилфенол марки неонол Аф9-12),

ХА - аммоний хлористый,

ОЭДФ - оксиэтилидендифосфоновая кислота,

РУН-4-нефтяной реагент РУН марки РУН-4,

ГФ-водорастворимый гидрофобизатор.

Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны нефтяных и газовых скважин, включающий смесь ингибированной соляной HCl и фтористоводородной кислот HF, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ, растворителя АСПО, взаимного растворителя и комплексонов и воды, отличающийся тем, что дополнительно содержит водорастворимый гидрофобизатор и хлористый аммоний, а в качестве смеси комплексонов, растворителя АСПО и взаимного растворителя используют нефтяной реагент РУН-4 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ингибированная соляная кислота 1-24
(в пересчете на HCl)
фтористоводородная кислота (HF) 0,1-10,0
неионогенное поверхностно-активное 0,1-2,5
вещество
водорастворимый гидрофобизатор 0,1-7,0
аммоний хлористый 1,0-10,0
нефтяной реагент РУН-4 5,0-40,0
вода остальное



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к химии высокомолекулярных соединений и может быть применено в сельском хозяйстве в качестве средств поддержания необходимого уровня влажности почв, а также в производстве средств личной гигиены.

Изобретение относится к способам получения водорастворимых ингибиторов коррозии для защиты эксплуатационных трубопроводов для природного газа. Получают компонент а) – смесь модифицированных производных имидазолина, проводят реакцию конденсации диэтилентриамина с жирными кислотами и алифатическими дикарбоновыми кислотами при температуре не менее 140° C.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к тампонажным смесям, и может быть использовано при одноступенчатом цементировании протяженных (более 2500 м) обсадных колонн, перекрывающих интервалы проницаемых пластов и пластов с низкими градиентами гидроразрыва при нормальных, умеренных и повышенных температурах.

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение производительности нагнетательных скважин, уменьшение времени осуществления способа, его упрощение и удешевление.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений полезных ископаемых подземным способом и ремонтно-изоляционных работах в тоннелях, нефтяных и газовых скважинах.

Изобретение относится к области добычи газа, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений, в продукции которых содержится конденсационная жидкость с примесью пластовой.

Способ повышения эффективности добычи углеводородов из подземной формации, которая включает в себя нефтегазоносные сланцы, содержащие кальцит с трещинами в нем, причем этот способ включает: введение флюида, содержащего положительно заряженные ионы, по меньшей мере, в некоторые трещины; обеспечение упомянутым ионам возможности преобразовывать сланцы вдоль трещин в кристаллы арагонита таким образом, что некоторые кристаллы арагонита становятся взвешенными во флюиде; удаление некоторого количества флюида со взвешенными кристаллами арагонита из этой формации.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано при изоляции горных выработок от притоков воды и газа и инъекционном химическом укреплении горных пород и грунтов.

Изобретение относится к технологии эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Технический результат - эффективный подъем скважинной жидкости из газовых и газоконденсатных скважин. Способ удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин включает введение пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек двух типов, различных по составу, шашки первого типа содержат, мас.%: нитрит натрия 70; хлористый натрий 23; неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ 5; полианионная целлюлоза высоковязкая ПАЦ 0,5; нефтерастворимое ПАВ Сульфонол НП-1 1; комплексон Трилон Б 0,5; шашки второго типа содержат, мас.%: сульфаминовую кислоту 50; утяжелитель - хлористый натрий 43; неионогенное ПАВ 5; высоковязкая ПАЦ 0,5; Сульфонол НП-1 1; Трилон Б 0,5, при этом по стехиометрии на 1 часть нитрита натрия в первой шашке приходится 1,4 части сульфаминовой кислоты в шашке другого типа. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Группа изобретений относится к бурению скважин. Технический результат – ингибирование набухания глины и глинистого сланца, которые вступают в контакт с текучими средами, использующимися при бурении и строительстве нефтяных и газовых скважин. Композиция буровой текучей среды на водной основе, включающая непрерывную фазу на водной основе; материал реакционноспособных глин или глинистых сланцев; ингибитор гидратации глинистых сланцев, содержащий полиаминополиамид-эпихлоргидриновую смолу, где ингибитор гидратации глинистых сланцев присутствует с концентрацией, достаточной для уменьшения реакционной способности глины или глинистого сланца. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения и промывки скважин. Состав полисахаридной жидкости для промывки скважин или промысловых трубопроводов или глушения скважин, полученный растворением биоцида «Биолан» в пресной или минерализованной воде, представленной преимущественно раствором одновалентных катионов, растворением и гидратацией в полученном растворе гуарового загустителя, последующим введением комплексного реагента Нефтенол УСП с перемешиванием до получения мицеллярной дисперсии, с последующим добавлением борного сшивающего агента СП-РД и перемешиванием до полного сшивания, при следующем соотношении компонентов, мас.%: гуаровый загуститель 0,2-1,0, указанный сшивающий агент 0,2-1,0, реагент Нефтенол УСП 6,0-10,0, биоцид «Биолан» 0,004-0,01, указанная вода - остальное. Способ промывки скважин и очистки интервала перфорации от асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах с аномально низким пластовым давлением, включающий закачку указанного выше состава в затрубное пространство скважины в качестве блокирующей пачки, выдержку для размещения ее на забое скважины, последующую обратную промывку скважины закачкой в затрубное пространство скважины промывочной жидкости, в качестве которой используют подогретый до 30-40°C водный раствор реагента Нефтенол УСП с концентрацией 60-100 л на 1 м3 пресной или минерализованной воды, объем блокирующей пачки определяют расчетным путем с учетом объема зумпфа и оставления стакана, перекрывающего интервал перфорации на 100-200 м, и ее плотность превышает на 20-50 кг/м3 плотность указанной промывочной жидкости. Способ промывки скважин, включающий закачку в скважину указанного выше состава и его циркулирование в полном объеме скважины. Способ промывки промысловых трубопроводов, включающий закачку в промысловый трубопровод подогретой до 30-40°C промывочной жидкости, в качестве которой используют водный раствор реагента Нефтенол УСП с концентрацией 60-100 л на 1 м3 пресной или минерализованной воды, и затем продавку указанного выше состава. Способ промывки промысловых трубопроводов, включающий закачку в промысловый трубопровод указанного выше состава. Технический результат – повышение эффективности обработки. 5 н.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к области гидрометаллургического синтеза высокочистых веществ, в частности вольфрамата свинца PbWO4, и может быть использовано при получении монокристаллов вольфрамата свинца, используемых в качестве сцинтилляторов для высокоточной электромагнитной калориметрии частиц высоких энергий. Способ получения вольфрамата свинца PbWO4 включает взаимодействие исходных растворов нитрата свинца Pb(NO3)2 и вольфрамата натрия Na2WO4, взятых в эквивалентных количествах и в равных объемах при заданном рН реакционной среды, декантацию осадка и его промывку, при этом в качестве реакционной среды используют дистиллированную воду, подщелоченную 0,1 М раствором гидроксида натрия до рН=8-9, для растворения вольфрамата натрия и дистиллированную воду, подкисленную 0,1 М раствором азотной кислоты до рН=5-6, для растворения нитрата свинца, затем приготовленные растворы солей добавляют в ацетатно-буферный раствор с рН=5-6 с равной объемной скоростью и промытый осадок сушат при температуре 200-250°С. За счет исключения гидролиза исходных растворов солей устраняется фактор образования примесей, что обеспечивает получение чистого вольфрамата свинца с параметрами, соответствующими требованиям, предъявляемым к сцинтилляционным материалам. 1 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к керамическим проппантам, предназначенным для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта. Керамический проппант, изготовленный из природного магнезиально-силикатного сырья и содержащий в своем составе маггемит в количестве 0,3-20,0 масс. %. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – снижение разрушаемости проппанта. 2 з.п. ф-лы, 5 пр., 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к установке цементных мостов в эксплуатационных колоннах скважин при временном отключении продуктивной части отдельных пластов или части пласта и ликвидации скважин. Технический результат – повышение эффективности установки цементных мостов. Способ включает закачку по колонне гибких труб (ГТ) в заданный интервал буферной жидкости, тампонажного раствора в необходимом для установки цементного моста объеме с продавкой его в скважину последовательно закачиваемыми буферной жидкостью и продавочным раствором, вымывание излишков тампонажного раствора, проведение ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). Спущенную в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) после извлечения из нее насосного оборудования доспускают или приподнимают так, чтобы расстояние от низа колонны НКТ до верхней границы цементного моста составляло 200 м. Герметизируют интервалы перфорации блокирующим составом. Производят спуск колонны ГТ с помощью колтюбинговой установки в колонну НКТ со скоростью 0,25 м/с до нижней границы цементного моста с постоянной промывкой. На устье добывающей скважины герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ. На устье скважины готовят тампонажный раствор плотностью 1430 кг/м3 в необходимом объеме для установки цементного моста от нижней до верхней границ цементного моста. Тампонажный раствор состоит из 84,45% цемента ПЦТ-II-50, 15% пеностекла, 0,5% понизителя водоотдачи, 0,05% пеногасителя. По колонне ГТ в скважину последовательно закачивают 0,1 м3 буферной жидкости, тампонажный раствор в приготовленном объеме, 0,1 м3 буферной жидкости и продавочную жидкость в объеме, необходимом для выдавливания тампонажного раствора из колонны ГТ. Одновременно поднимают колонну ГТ до верхней границы цементного моста. Выдерживают в течение 5 мин. Приподнимают колонну ГТ на 5 м выше верхней границы цементного моста. Прямой промывкой в полуторакратном объеме скважины выше цементного моста вымывают излишки тампонажного раствора из скважины. Извлекают колонну ГТ из скважины со скоростью 0,28 м/с. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для ограничения водопритока в добывающей скважине, и может найти применение для выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины. Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине включает инвертную эмульсию, состоящую из дисперсионной углеводородной фазы, стабилизатора эмульсий и дисперсной фазы, при этом в качестве дисперсионной углеводородной фазы используют 40-80 мас. % смеси нефти или продуктов ее переработки и таллового масла, в качестве стабилизатора эмульсии - 0,5-5,0 мас. % простого полиэфира с молекулярной массой 6000±400, в качестве дисперсной фазы - воду с минерализацией от 15 до 300 г/л и 0,01-10,0 мас. % доломитовой муки или мела, или аэросила, или древесной муки: Причем объемное соотношение нефти или продуктов ее переработки и таллового масла в их смеси составляет от 1:3 до 3:1. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока в добывающей скважине, а также улучшение стабильности и реологических свойств эмульсионных систем, получаемых в пластовых условиях, что позволяет получить прочный водоизоляционный экран в нефтяном пласте добывающих скважин. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта микробиологическим воздействием. Технический результат - увеличение охвата пласта за счет блокирования высокопроницаемых зон пласта и вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных пропластков, увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин, а также расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих бактерий - УОБ в растворе питательного вещества, продавливание в пласт водой, остановку скважины на технологическую выдержку, в качестве питательного вещества используют диаммонийфосфат, до указанной закачки УОБ осуществляют закачку смеси водорастворимого природного полимера - ВПП и бродильных бактерий, где используют в качестве ВПП оксиэтилцеллюлозу, или натрий-карбоксиметилцеллюлозу, или ксантан, или гуар, в качестве бродильных бактерий - природный источник, содержащий сообщество микроорганизмов, представленных семействами: Enterobacteriaceae, Clostridiaceae, Enterococcaceae, а закачку указанной смеси осуществляют до снижения удельной приемистости скважины на 10-30% при следующем соотношении компонентов смеси, мас. %: ВПП 0,05-2,0, бродильные бактерии 0,005-2,0, вода - остальное. 1 пр., 3 табл.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к производству проппанта, используемого при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. В способе получения проппанта, используемого при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта, включающем предварительную термообработку исходного сырья, его помол, гранулирование при добавлении связующего в смеситель-гранулятор с вращающимися в разных направлениях чашей и роторной мешалкой, скорость вращения которой увеличивают по мере увеличения подачи связующего от 300-700 об/мин до 2000-3000 об/мин, добавление в смеситель-гранулятор термообработанного молотого сырья при снижении скорости вращения роторной мешалки до 300-700 об/мин, сушку при температуре 110-550°C и рассев высушенных гранул, обжиг высушенных гранул при температуре 900-1600°C и рассев обожженных гранул на товарные фракции, скорость вращения чаши смесителя-гранулятора увеличивают по мере увеличения подачи связующего от 300-500 об/мин до 1000-1200 об/мин, а при добавлении в смеситель-гранулятор термообработанного молотого сырья в количестве 5,0-30,0 масс. % от массы исходного термообработанного сырья, скорость вращения чаши гранулятора снижают до 300-500 об/мин. Проппант, характеризующийся тем, что получен указанным выше способом. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - увеличение производительности гранулятора за счет увеличения выхода товарных фракций проппанта. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 26 пр.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к сухим смесям для приготовления состава для селективной водоизоляции в газовом пласте. Сухая смесь для приготовления состава для селективной водоизоляции в газовом пласте содержит, мас. %: канифоль сосновая - 3,2-6,6, гидрофобизатор силиконовый «Пента-811» - 8,8-26,7, стекло натриевое порошкообразное - 66,7-88,0. Технический результат: повышение изолирующей способности состава за счет обеспечения избирательности поступления состава для селективной водоизоляции в водонасыщенные интервалы пласта при одновременном увеличении глубины проникновения и повышения способности состава адсорбироваться пористой средой пород. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия и расширение области применения состава. Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны нефтяных и газовых скважин содержит, мас.: ингибированную соляную кислоту 1-24; фтористоводородную кислоту HF 0,1-10,0; неионогенное поверхностно-активное вещество 0,1-2,5; водорастворимый гидрофобизатор 0,1-7,0; аммоний хлористый 1,0-10,0; в качестве смеси комплексонов, растворителя АСПО и взаимного растворителя - нефтяной реагент РУН-4 5,0-40,0; воду остальное. 2 табл.

Наверх