Состав полисахаридной жидкости для глушения и промывки скважин и способ его приготовления и применения

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.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения и промывки скважин и способам их приготовления и применения, к составам буровых растворов, жидкостей для перфорации и гравийной набивки, жидкостей для гидравлического разрыва пласта.

Известен состав полисахаридного геля для глушения скважин, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, борный сшиватель, диэтаноламин, четвертичные аммониевые соединения, смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ - Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, представляющий собой смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме натриевых солей или солей с триэтаноламином, а также способ его приготовления [1].

Известный способ приготовления полисахаридного геля [1] включает растворение и гидратацию полисахаридного загустителя в пресной или минерализованной воде, представленной преимущественно растворами одновалентных катионов, с последующей обработкой полученного раствора полисахарида водным раствором, включающим борный сшиватель, диэтаноламин, четвертичные аммониевые соединения и смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ - Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД.

Недостатком представленного состава является то, что он не обладает эффективной отмывающей способностью от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).

Известен состав полисахаридного геля для глушения и промывки скважин, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, борный сшиватель, водорастворимое поверхностно-активное вещество - ПАВ и диэтаноламин, а в качестве борного сшивателя содержит сшивающий агент СП-РД, в качестве водорастворимого ПАВ - комплексный ПАВ - Нефтенол ВВД или Нефтенол К, или Нефтенол МЛ и дополнительно растворитель Нефрас АК, а также способ его приготовления [2].

Известный способ приготовления полисахаридного геля [2] включает растворение в пресной или минерализованной воде водорастворимого ПАВ или последовательное растворение в воде диэтаноламина и водорастворимого ПАВ. Затем в полученный водный раствор вводят Нефрас АК и перемешивают до получения мицеллярной дисперсии с последующим растворением и гидратацией в ней полисахаридного загустителя. Далее добавляют сшивающий агент СП-РД и перемешивают до полной сшивки.

Асфальтосмолопарафиновые отложения представляют собой сложную дисперсную систему, представленную парафинами, смолами и асфальтенами в нефтяной фазе, поэтому они растворяются в углеводородных растворителях в соответствии со своей природой и свойствами растворителя. Промывочная жидкость от АСПО должна обладать комплексом отмывающих, растворяющих, диспергирующих, тиксотропных свойств и быть универсальной к различным типам отложений. Для увеличения эффективности углеводородного растворителя он должен иметь поликомпонентный состав, обусловленный наличием ароматических, алифатических и гетероатомных полярных фракций, поскольку они способны обеспечить благоприятную сольватацию всех компонентов отложений. Недостатком приведенного состава является то, что он не обладает эффективной отмывающей способностью от АСПО различных типов в связи с отсутствием широкого диапазона группового состава углеводородного растворителя Нефраса АК, входящего в его состав, представляющего собой смесь ароматических углеводородов, в основном моно-, ди-, полиэтилбензолов и стирола.

Также представленный состав в качестве полисахаридного загустителя содержит немодифицированный гуар или гидроксипропилгуар, которые, являясь полимерами растительного происхождения, подвержены бактериальному разложению, что приводит к ухудшению технологических характеристик состава.

Изобретение направлено на создание состава жидкости глушения и промывки, позволяющего более эффективно очистить интервал перфорации, подземное оборудование скважины и промысловые трубопроводы от асфальтосмолопарафиновых отложений различного группового состава, а также обладающего устойчивостью к бактериальному разложению.

Результат достигается введением в состав полисахаридного гуарового геля комплексного реагента Нефтенол УСП, представляющего многокомпонентную смесь анионных и неиногенных поверхностно-активных веществ разного химического строения в органическом растворителе, представляющем собой смесь ароматических, алифатических и гетероатомных полярных компонентов, что приводит к образованию мицеллярной дисперсии, обладающей эффективным отмывающим действием от АСПО различных типов. Препятствие бактериальному заражению состава достигается введением биоцида «Биолан», представляющего собой водно-спиртовый раствор продукта бромирования нитрила малоновой кислоты с массовой долей основного вещества в пределах 15-17%.

Признаками изобретения «Состав полисахаридной жидкости для глушения и промывки скважин и способ его приготовления и применения» являются:

1. Пресная или минерализованная вода.

2. Полисахаридный загуститель.

3. В качестве полисахаридного загустителя используется немодифицированный гуар.

4. В качестве полисахаридного загустителя используется гидроксипропилгуар.

5. Борный сшиватель.

6. В качестве борного сшивателя используется сшивающий агент СП-РД.

7. Растворитель АСПО.

8. В качестве растворителя АСПО используется реагент Нефтенол УСП.

9. Биоцид.

10. В качестве биоцида используется биоцид «Биолан».

11. Способ приготовления геля.

12. Способ применения геля.

Признаки 1-7 являются общими с прототипом, а признаки 8-12 - существенными отличительными признаками изобретения.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предлагается состав полисахаридной жидкости для глушения и промывки скважин, содержащий пресную или минерализованную воду, гуаровый загуститель, борный сшиватель, дополнительно содержащий комплексный реагент Нефтенол УСП, представляющий собой многокомпонентную смесь анионных и неиногенных поверхностно-активных веществ разного химического строения в органическом растворителе, состоящем из смеси ароматических, алифатических и гетероатомных полярных компонентов, и биоцид «Биолан», представляющий собой водно-спиртовой раствор продукта бромирования нитрила малоновой кислоты с массовой долей основного вещества в пределах 15-17%, в качестве гуарового загустителя содержащий немодифицированный гуар или гидроксипропилгуар, а в качестве борного сшивателя содержащий сшивающий агент СП-РД, представляющий собой раствор поверхностно-активных веществ различного типа и активированных соединений бора в многоатомных аминоспиртах, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Полисахаридный загуститель 0,2÷1,0
Сшивающий агент СП-РД 0,2÷1,0
Реагент Нефтенол УСП 6,0÷10,0
Биоцид «Биолан» 0,004÷0,01
Пресная или минерализованная вода остальное,

при этом приготовление состава полисахаридной жидкости включает растворение биоцида «Биолан» в пресной или минерализованной воде, представленной преимущественно растворами одновалентных катионов, растворение и гидратацию полисахаридного загустителя в полученном растворе, последовательное введение в полученный состав комплексного реагента Нефтенол УСП, и перемешивание до получения мицеллярной дисперсии, затем добавление сшивающего агента СП-РД и перемешивание до полной сшивки;

способ промывки скважин и очистки интервала перфорации от АСПО в скважинах с аномально низким пластовым давлением (АНПД), включающий закачку указанного состава полисахаридной жидкости для глушения и промывки, полученного с применением минерализованной воды с плотностью на 20-50 кг/м3 выше, чем у жидкости промывки, в качестве блокирующей пачки, через затрубное пространство, выдержку для размещения пачки на забое скважины, обратную промывку скважины путем закачки подогретой до температуры 30-40°С промывочной жидкости в затрубное пространство скважины, использование состава полисахаридной жидкости для глушения и промывки в качестве блок-пачки в скважинах с АНПД, позволит обеспечить циркуляцию при промывке, а также отмыв зоны интервала перфорации скважин от отложений, при этом в качестве жидкости промывки используется водный раствор на основе реагента Нефтенол УСП при концентрации реагента 60-100 л на 1 м3 пресной или минерализованной воды;

способ промывки скважин, включающий закачку указанного состава полисахаридной жидкости для глушения и промывки и его циркулирование в полном объеме скважины;

способ промывки промысловых трубопроводов, включающий закачку подогретой до температуры 30-40°С промывочной жидкости на основе реагента Нефтенол УСП при концентрации реагента 60-100 л на 1 м3 пресной или минерализованной воды в промысловый трубопровод, а затем продавку указанного состава полисахаридной жидкости для более полной очистки поверхности от АСПО;

способ промывки промысловых трубопроводов, включающий закачку указанного состава полисахаридной жидкости для глушения и промывки, при этом вязкоупругие свойства последнего обеспечивают более полную очистку поверхности от АСПО.

Выбранные пределы концентраций гуарового загустителя и сшивающего агента СП-РД объясняются тем, что при меньших их содержаниях, чем 0,2 мас.%, не образуется гель с заданными свойствами; а при концентрациях более 1,0 мас.% значительно увеличивается вязкость состава, что усложняет процесс его приготовления и процесс закачки в скважину.

Нижний предел концентрации комплексного реагента Нефтенол УСП (6,0 мас.%) обуславливается тем, что составы не обладают эффективной отмывающей способностью. Добавление более 10,0 мас.% экономически нецелесообразно.

Количество биоцида «Биолан» определяется способностью в предлагаемом диапазоне концентраций препятствовать бактериальному заражению состава.

Для исследований использовались:

1. Вода пресная.

2. Вода минерализованная:

- раствор хлористого натрия плотностью 1,180 г/см3;

- раствор хлористого калия плотностью 1,150 г/см3.

3. Полисахарид - гуар марки Supreme gum и гидроксипропилгуар марки Yaguar HP8FF.

4. Сшивающий агент СП-РД, ТУ 2499-073-17197708-2003, представляющий собой раствор поверхностно-активных веществ различного типа и активированных соединений бора в многоатомных аминоспиртах.

5. Комплексный реагент Нефтенол УСП, ТУ 2458-214-54651030-2016, содержащий многокомпонентную смесь анионных и неиногенных поверхностно-активных веществ разного химического строения в органическом растворителе, представляющем собой смесь ароматических, алифатических и гетероатомных полярных компонентов.

6. Биоцид «Биолан», ТУ 2458-008-54651030-2005, представляющий собой водно-спиртовый раствор продукта бромирования нитрила малоновой кислоты с массовой долей основного вещества в пределах 15-17%.

7. Комплексный ПАВ - Нефтенол ВВД, ТУ 2483-015-17197708-97, представляющий собой смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме натриевых солей или солей с триэтаноламином.

8. Растворитель Нефрас АК, ТУ 2415-076-17197708-2003, представляющий собой смесь ароматических углеводородов, в основном моно-, ди-, полиэтилбензолов и стирола.

Примеры приготовления составов:

Пример 1

В 935,96 г (93,596 мас.%) пресной воды при перемешивании на лопастной мешалке вводили 0,04 г (0,004 мас.%) биоцида «Биолан» и перемешивали полученный раствор в течение 5 минут. Затем вводили в приготовленный раствор при перемешивании 2 г (0,2 мас.%) гуара, после чего полученный состав перемешивали в течение 30 минут до полной гидратации полисахарида. Далее к полученному раствору медленно приливали 60 г (6,0 мас.%) комплексного реагента Нефтенол УСП, после чего дополнительно перемешивали полученную мицеллярную дисперсию в течение 10 минут, после этого, не прекращая перемешивания, вводили 2 г (0,2 мас.%) сшивающего агента СП-РД и перемешивали полученный состав еще в течение 1-2 минут до полной сшивки.

Пример 2

В 911,94 г (91,194 мас.%) раствора хлористого калия, плотностью 1,150 г/см3, при перемешивании на лопастной мешалке вводили 0,06 г (0,006 мас.%) биоцида «Биолан» и перемешивали полученный раствор в течение 5 минут. Затем вводили в приготовленный раствор при перемешивании 4 г (0,4 мас.%) гидроксипропилгуара, после чего полученный состав перемешивали в течение 30 минут до полной гидратации полисахарида. Затем к полученному раствору медленно приливали 80 г (8,0 мас.%) комплексного реагента Нефтенол УСП, после чего дополнительно перемешивали полученную мицеллярную дисперсию в течение 10 минут, после этого, не прекращая перемешивания, вводили 4 г (0,4 мас.%) сшивающего агента СП-РД и перемешивали полученный состав еще в течение 1-2 минут до полной сшивки.

Пример 3

В 893,91 г (89,391 мас.%) раствора хлористого натрия, плотностью 1,180 г/см3, при перемешивании на лопастной мешалке вводили 0,09 г (0,009 мас.%) биоцида «Биолан» и перемешивали полученный раствор в течение 5 минут. Затем вводили в приготовленный раствор при перемешивании 8 г (0,8 мас.%) гуара, после чего полученный состав перемешивали в течение 30 минут до полной гидратации полисахарида. Затем к полученному раствору медленно приливали 90 г (9,0 мас.%) комплексного реагента Нефтенол УСП, после чего дополнительно перемешивали полученную мицеллярную дисперсию в течение 10 минут, после этого, не прекращая перемешивания, вводили 8 г (0,8 мас.%) сшивающего агента СП-РД и перемешивали полученный состав еще в течение 1-2 минут до полной сшивки.

Пример 4

В 879,9 г (87,99 мас.%) пресной воды при перемешивании на лопастной мешалке вводили 0,1 г (0,01 мас.%) биоцида «Биолан» и перемешивали полученный раствор в течение 5 минут. Затем вводили в приготовленный раствор при перемешивании 10 г (1,0 мас.%) гидроксипропилгуара, после чего полученный состав перемешивали в течение 30 минут до полной гидратации полисахарида. Затем к полученному раствору медленно приливали 100 г (10,0 мас.%) комплексного реагента Нефтенол УСП, после чего дополнительно перемешивали полученную мицеллярную дисперсию в течение 10 минут, после этого, не прекращая перемешивания, вводили 10 г (1,0 мас.%) сшивающего агента СП-РД и перемешивали полученный состав еще в течение 1-2 минут до полной сшивки.

Пример 5

В 940 г (94,0 мас.%) пресной воды при перемешивании на лопастной мешалке вводили 60 г (6,0 мас.%) комплексного реагента Нефтенол УСП, после чего дополнительно перемешивали до получения мицеллярной дисперсии в течение 20 минут.

Пример 6

В 920 г (92,0 мас.%) раствора хлористого калия, плотностью 1,150 г/см3, при перемешивании на лопастной мешалке вводили 80 г (8,0 масс. %) комплексного реагента Нефтенол УСП, после чего дополнительно перемешивали до получения мицеллярной дисперсии в течение 20 минут.

Пример 7

В 900 г (90,0 мас.%) раствора хлористого натрия, плотностью 1,180 г/см3, при перемешивании на лопастной мешалке вводили 100 г (10,0 мас.%) комплексного реагента Нефтенол УСП, после чего дополнительно перемешивали до получения мицеллярной дисперсии в течение 20 минут.

Пример 8 (прототип)

В 994 г (99,4 мас.%) пресной воды при перемешивании на лопастной мешалке вводили 1 г (0,1 мас.%) комплексного ПАВ - Нефтенола ВВД. Давали раствориться ПАВ в воде, к полученному раствору медленно приливали 1 г (0,1 мас.%) Нефраса АК, после чего дополнительно перемешивали полученную мицеллярную дисперсию в течение 10 минут. Затем в полученную мицеллярную дисперсию, не останавливая перемешивания, вводили 2 г (0,2 мас. %) гидроксипропилгуара, после чего полученный состав перемешивали в течение 30 минут до полной гидратации полисахарида, после этого, не прекращая перемешивания, вводили 2 г (0,2 мас.%) сшивающего агента СП-РД и перемешивали полученный состав еще в течение 1-2 минут до полной сшивки.

Компонентный состав полученных полисахаридных жидкостей для глушения и промывки, описанных в примерах 1-5, представлен в таблице 1.

Полученные составы исследовались следующим образом:

1. На фильтр-прессе высокого давления и температуры (FANN) исследовалась фильтрация полученных составов при температуре 80°С и давлении 0,7 МПа.

2. Эффективная вязкость составов определялась на вискозиметре Fann 35 SA при 100 об/мин (170 сек-1) и температурах 20°С, 80°С.

3. Термостабильность оценивалась визуально по расслоению полученных составов при температуре 80°С в течение 10 суток.

4. Бактериальная устойчивость оценивалась визуально по расслоению полученных составов при температуре 25°С в течение 10 суток при их хранении в открытых сосудах и непосредственном контакте с воздухом.

5. Отмывающая способность составов определялась по методу «холодного стержня» при температуре 35°С, основанного на измерении изменения массы отложений АСПО до и после отмыва.

В таблице 2 представлены результаты проведенных исследований.

* - в зависимости от отношения содержания парафинов (П) к сумме содержания смол и асфальтенов (С+А) отложения можно разделить на три основных типа: асфальтеновый - П/(А+С)<1(АСПО-А); парафиновый - П/(А+С)>1(АСПО-П); смешанный - П/(А+С)≈1(АСПО-С).

Из таблицы 2 следует, что заявленные составы обладают бактериальной устойчивостью, низкой фильтрацией; оптимальной для закачки в скважину вязкостью; не разрушаются при температуре 80°С и обладают лучшей отмывающей способностью от АСПО различных типов по сравнению с прототипом за счет введения в состав полисахаридного геля комплексного реагента Нефтенол УСП, что позволяет очистить интервал перфорации скважины, подземное оборудование скважины и промысловые трубопроводы от АСПО.

Для приготовления состава полисахаридной жидкости для глушения и промывки скважин в полевых условиях используется следующее нефтепромысловое оборудование:

- цементировочный агрегат ЦА-320(1 шт.)**;

- ППУ;

- автоцистерна на 6-8 м3 (1 шт.)**;

- эжектор для введения реагентов;

** - цементировочный агрегат и автоцистерну может заменить кислотник (агрегат СИН-32).

В автоцистерну заливается пресная или минерализованная вода, необходимой плотности, вводится биоцид «Биолан» и при помощи ППУ раствор подогревается до 18-30°С, затем в него равномерно через чанок агрегата или эжектор вводится гуаровый загуститель, после чего приготовленный состав перемешивается в течение 30 минут. Затем при перемешивании вводится расчетное количество комплексного реагента Нефтенол УСП. Полученный состав перемешивается до однородной жидкости, далее в полученный состав равномерно вводится сшивающий агент СП-РД, возможно одновременное введение реагента Нефтенол УСП с раствором сшивающего агента СП-РД.

Возможно использовать несколько вариантов применения предлагаемого состава полисахаридной жидкости для глушения и промывки:

способ промывки скважин и очистки интервала перфорации от АСПО в скважинах с аномально низким пластовым давлением (АНПД), включающий закачку состава полисахаридной жидкости для глушения и промывки в качестве блокирующей пачки, через затрубное пространство, выдержку для размещения пачки на забое скважины, обратную промывку скважины путем закачки промывочной жидкости в затрубное пространство скважины, использование состава полисахаридной жидкости для глушения и промывки в качестве блок-пачки в скважинах с АНПД, позволит обеспечить циркуляцию при промывке, а также отмыв зоны интервала перфорации скважин от отложений, при этом в качестве жидкости промывки используется подогретый до температуры 30-40°С водный раствор на основе реагента Нефтенол УСП при концентрации реагента 60-100 л на 1 м3 пресной или минерализованной воды. Объем состава полисахаридной жидкости для глушения определяется расчетным путем с учетом объема зумпфа и оставлением стакана перекрывающего интервал перфорации на 100-200 м. Необходимое условие данной технологии - плотность полисахаридной жидкости для глушения должна превышать на 20-50 кг/м3 плотность промывочного раствора;

способ промывки скважин, включающий закачку состава полисахаридной жидкости для глушения и промывки и его циркулирование в полном объеме скважины;

способ промывки промысловых трубопроводов, включающий закачку подогретой до температуры 30-40°С промывочной жидкости на основе реагента Нефтенол УСП при концентрации реагента 60-100 л на 1 м3 пресной или минерализованной воды в промысловый трубопровод, а затем продавку состава полисахаридной жидкости для более полной очистки поверхности от АСПО;

способ промывки промысловых трубопроводов, включающий закачку состава полисахаридной жидкости для глушения и промывки, вязкоупругие свойства которой обеспечивают более полную очистку поверхности от АСПО.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный состав жидкости для глушения и промывки скважин от АСПО различных типов и технологичный способ его приготовления и применения.

Источники информации

1. Патент RU № 2246609 С2, Е21В 43/12, 20.02.2005 г. - аналог.

2. Патент RU № 2365611 C1, C09K 8/42, 27.08.2009 г. - прототип.

1. 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.

2. Способ промывки скважин и очистки интервала перфорации от асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах с аномально низким пластовым давлением, включающий закачку состава по п. 1 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.

3. Способ промывки скважин, включающий закачку в скважину состава по п. 1 и его циркулирование в полном объеме скважины.

4. 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 состава по п. 1.

5. Способ промывки промысловых трубопроводов, включающий закачку в промысловый трубопровод состава по п. 1.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к предотвращению отложений на глубинно-насосном оборудовании. Способ включает приготовление гидрофобной термопластичной смеси, содержащей ингибитор, размещение ее в цилиндрическом корпусе с отверстиями на торцах, спуск корпуса в скважину, нагрев смеси до температуры окружающей среды, растворение гидрофобной части смеси на поверхности проницаемого материала, перекрывающего дозировочное отверстие в днище корпуса, скапливающейся под ним нефтью с последующим растворением частичек водорастворимого ингибитора водой (при наличии ингибитора в смеси), частично содержащейся в нефти на поверхности проницаемого материала, и окончательным растворением упавшего ингибитора в гидрозатворе нижерасположенной секции.

Изобретение относится к скважинным устройствам дозированной подачи реагента в пластовую жидкость с целью защиты насосного оборудования от солей, коррозии и парафинов.

Изобретение относится к частице сшитого препятствующего образованию отложений вещества для операций добычи нефти, для источника воды охлаждающей колонны, способу изготовления частицы и ее использованию.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам для дозирования реагента-ингибитора в жидкую среду. Контейнер по обоим вариантам состоит из корпуса 1, в стенках которого выполнены перфорационные отверстия 2.

Изобретение относится к области внутрипромыслового сбора газа, а именно к системам ввода ингибитора образования гидратов в газовые шлейфы. Система содержит емкость с ингибитором, трубопроводы подачи ингибитора к защищаемым точкам, исполнительный механизм, обеспечивающий прямую управляемую программную подачу ингибитора, преобразователи температуры и давления, установленные в защищаемых точках и соединенные со станцией управления и исполнительным механизмом беспроводным каналом связи, устройства дозирования ингибитора, состоящие из обратного и управляемого прямого клапанов и регулирующей шайбы, которые установлены в защищаемых точках и соединены с трубопроводом подачи ингибитора.

Группа изобретений относится к области нефтедобычи, в частности к способам подачи реагентов в скважину и наземное оборудование. Способ включает размещение устройства с реагентом в стволе скважины или во внутритрубном пространстве поверхностного нефтепромыслового оборудования, растворение реагента добываемой жидкостью.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам предупреждения образования гидратов в углеводородах, и может быть использовано при их добыче, транспортировке и переработке.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к погружным устройствам для подачи реагента в скважину, на поверхность погружных электродвигателей и вход электроцентробежных насосов.

Изобретение относится к скважинной добыче нефти, осложненной выпадением асфальтосмолопарафиновых веществ на поверхности глубинного оборудования скважин. Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации скважин, осложненных образованием отложений из тяжелых компонентов нефти внутри частей глубинного насоса и колонны НКТ.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к погружным устройствам для подачи реагента в скважину, на поверхность погружных электродвигателей и вход электроцентробежных насосов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для борьбы с солеотложением в призабойной зоне пласта и стволах скважин с целью сохранения дебита скважин в условиях высокой минерализации попутно добываемых вод.

Группа изобретений относится к области бурения и эксплуатации скважин и может быть использована при строительстве и ремонте скважин различного назначения, в том числе скважин, предназначенных для добычи нефти и газа.

Изобретение относится к области бурения и эксплуатации скважин и может быть использовано при строительстве и ремонте скважин различного назначения, в том числе скважин, предназначенных для добычи нефти и газа.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей области, в частности к ингибированию коррозии и образования отложений на скважинном оборудовании при добыче углеводородного сырья.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин, пробуренных в залежи битумов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к устройствам для очистки наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин от шлама в процессе бурения на суше и море.

Группа изобретений относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к оборудованию для очистки насосно-компрессорных труб (НКТ) нефтяных и газовых скважин от отложений асфальтенов, смол, парафинов, гидратов, солей кальция (АСПО) и т.д.

Изобретение относится к нефтегазобывающей промышленности, в частности к технологиям промывки проппантовых пробок в скважинах. Способ включает спуск в скважину в интервал пласта колонны труб с пакером, установку пакера над пластом, закачку жидкости гидроразрыва в продуктивный пласт, проведение дренирования пласта с удалением из него жидкости гидроразрыва и незакрепленного в пласте проппанта в скважину, затем спуск колонны гибких труб - ГТ через колонну труб и промывку проппанта из скважины.

Изобретение относится к устройствам для магнитной обработки скважинной жидкости в призабойной зоне пласта. Технический результат заключается в предотвращении асфальтеносмолопарафиновых отложений и снижении коррозионной активности флюида в скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов. Технический результат - повышение эффективности расклинивания и очистки установки электроцентробежного насоса от отложений механических примесей и солей, образовавшихся в процессе отбора пластового флюида и, как следствие, увеличение межремонтного периода эксплуатации насосных установок данного типа.

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.

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 кгм3 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.

Наверх