Кислотный состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны карбонатного пласта. Технический результат - повышение эффективности проведения кислотной обработки карбонатного пласта за счет снижения коррозионной активности по отношению к промысловому оборудованию, выполненному из стали, и повышение растворяющей способности кислотного состава по отношению к карбонатному пласту. Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; поверхностно-активное вещество - ПАВ 0,05-1,5; уксуснокислый аммоний 0-6,0; уксусную кислоту 1,0-10,0; ингибитор коррозии и воду, отличающийся тем, что указанный состав дополнительно содержит уксусную кислоту 0,1-1,5; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 - остальное. В качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол или водно-спиртовой раствор неионогенных ПАВ (моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля 90 мас.% и алкилдиметилбензиламмоний хлорид 10 мас.%), в качестве ингибитора коррозии - карбамид, или тиомочевину, или смесь карбамида и тиомочевины в массовом соотношении 1:1, или нейтинг. 1 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны карбонатного пласта.

Для интенсификации притока нефти из карбонатных коллекторов наиболее часто применяют кислотные обработки с использованием составов на основе соляной кислоты с различными добавками ингибиторов коррозии и поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Недостатками солянокислотных составов являются высокая коррозионная активность по отношению к промысловому оборудованию, малая глубина проникновения кислотного состава в пласт из-за высокой скорости реагирования с породами продуктивного пласта, а также опасность кольматации призабойной зоны пласта вследствие вторичного осадкообразования.

Известны кислотные составы для обработки фильтровой части скважин и призабойной зоны пласта (варианты) (Патент RU №2319724, МПК С09К 8/52, опубл. 20.11.2008 г., Бюл. №8), содержащие, мас.% по первому варианту: лимонную кислоту - 10,0-20,0, полиэтиленоксид-4000 - 2,4-7,0, воду - остальное. По второму варианту: лимонную кислоту - 10,0-20,0, полиэтиленоксид-4000 - 2,4-7,0, поливиниловый спирт марки 18/11 - 1,4, воду - остальное. По третьему варианту: лимонную кислоту - 30,0-40,0, полиэтиленоксид-4000 - 54-63, поливиниловый спирт марки 18/11 - 6,0-7,0, воду - остальное.

Недостатком данных составов является недостаточная эффективность из-за низкой скорости растворения кольматирующих элементов в призабойной зоне пласта с невысокой пластовой температурой.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны карбонатного пласта (Патент RU №2347799, МПК С09К 8/74, опубл. 27.02.2009 г., Бюл. №6), включающий, об.%: легкую нефть - 78-82, 15%-ный водный раствор сульфаминовой кислоты - 17,92-21,9, ПАВ АФБ-9-12 - 0,07-0,1.

Недостатком известного состава является образование водонефтяных эмульсий в призабойной зоне пласта, приводящее к ухудшению проницаемости призабойной зоны пласта и, как следствие, снижению продуктивности добывающих скважин.

Известен кислотный состав, используемый в способе обработки призабойной зоны скважины (Патент RU №2467164, МПК Е21В 43/27, опубл. 20.11.2012 г., Бюл. №32), содержащий мас.%: галоидоводородную кислоту - 0,5-5,0, уксусную, или лимонную, или борную, или муравьиную, или хлоруксусную кислоту, или алкилбензосульфокислоту - 8,0-85,0, поверхностно-активное вещество (ПАВ) - 0,2-5,0, комплексообразователь - 0,1-1,0, воду - остальное.

Недостатками кислотного состава являются низкая эффективность вследствие преждевременного прорыва пластовой воды из-за высокой скорости реагирования кислотного состава с породой пласта, недостаточная глубина проникновения кислотного состава в пласт.

Известен кислотный состав, используемый в способе удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора (Патент RU №2540767, МПК С09К 8/74, опубл. 10.02.2015 г., Бюл. №4), содержащий мас.%: перекисное соединение - 0,5-3,0, сульфаминовую кислоту - 5,0-10,0, неионогенное ПАВ (НПАВ) - 0,0005-0,02, минерализованную воду - остальное.

Недостатками данного состава являются низкая эффективность интенсификации притока вследствие кольматации призабойной зоны пласта продуктами реакции перекисных соединений с пластовыми флюидами, низкая проникающая способность кислотного состава из-за высокого межфазного натяжения на границе с нефтью.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта (варианты) (Патент RU №2611796, МПК С09К 8/78, опубл. 01.03.2017 г., Бюл. №7), содержащий мас.% : сульфаминовую кислоту - 5,0-15,0, ПАВ - 0,05-1,5, стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний - 1,0-6,0 и воду - остальное.

Недостатками состава являются низкая эффективность проведения кислотной обработки карбонатного пласта из-за высокой коррозионной активности по отношению к промысловому оборудованию, выполненному из стали, а также низкая растворяющая способность кислотного состава по отношению к карбонатному пласту.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности кислотной обработки карбонатного пласта за счет снижения коррозионной активности по отношению к промысловому оборудованию, выполненному из стали, и повышение растворяющей способности кислотного состава по отношению к карбонатному пласту.

Технические задачи решаются применением кислотного состава для обработки призабойной зоны карбонатного пласта, включающего сульфаминовую кислоту, поверхностно-активное вещество - ПАВ, уксуснокислый аммоний и воду.

Новым является то, что кислотный состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта дополнительно содержит уксусную кислоту и ингибитор коррозии при следующем соотношении компонентов, мас.%:

сульфаминовая кислота 5,0-15,0
ПАВ 0,05-1,5
уксуснокислый аммоний 0-6,0
уксусная кислота 1,0-10,0
ингибитор коррозии 0,1-1,5
вода с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное,

в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол или водно-спиртовой раствор неионогенных ПАВ (моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля 90 мас.% и алкилдиметилбензиламмоний хлорид 10 мас. %), в качестве ингибитора коррозии - карбамид, или тиомочевину, или смесь карбамида и тиомочевины в массовом соотношении 1:1, или нейтинг.

Сульфаминовая кислота является кислотой средней силы с молекулярной массой 97,1 и по внешнему виду представляет собой хорошо растворимые белые негигроскопические кристаллы без запаха. Сульфаминовая кислота по сравнению с сильными кислотами, например соляной кислотой, обладает низкой коррозионной активностью, а также низкой скоростью растворения карбонатной породы.

Растворение карбонатов в сульфаминовой кислоте идет в соответствии с уравнениями реакции (1), (2):

Соли кальция, магния, полученные при взаимодействии породы с сульфаминовой кислотой, легко растворимы в воде, что исключает образование вторичных осадков.

В качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования в диапазоне 6-12 или комплексный ПАВ - водно-спиртовой раствор неионогенных ПАВ (моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля 90 мас.% и алкилдиметилбензиламмоний хлорид 10 мас.%) с температурой застывания минус 40°С.

Содержание ПАВ в кислотном составе обеспечивает снижение поверхностного и межфазного натяжения на границе с нефтью, что позволяет легко извлекать отреагировавший кислотный состав после обработки, снижение скорости реакции кислотного состава с породой, что увеличивает проникающую способность кислотного состава в пласт и, как следствие, повышает эффективность кислотной обработки призабойной зоны пласта, а также снижение коррозионной активности кислотного состава по отношению к стали. Молекулы ПАВ при контакте состава с поверхностью гидрофобной карбонатной породы, адсорбируясь на ней, изменяют характер смачиваемости породы, что позволяет кислотному составу глубже проникать в нефтенасыщенные участки призабойной зоны.

При взаимодействии кислотного состава с металлическими частями промыслового оборудования, а также при растворении сидерита, который встречается в составе карбонатных пород, происходит попадание соединений трехвалентного железа в раствор, которые при нейтрализации кислоты (изменении рН среды) могут выпадать в осадок в виде геля гидроксида железа в призабойной зоне пласта, вызывая вторичную кольматацию. Для снижения рисков выпадения соединений железа используют уксуснокислый аммоний.

Уксуснокислый аммоний является аммонийной солью органической кислоты, по внешнему виду представляет собой белые кристаллы, хорошо растворяется в пресной воде. Уксуснокислый аммоний служит стабилизатором ионов трехвалентного железа и замедлителем скорости реакции кислоты с карбонатной породой за счет взаимодействия с сульфаминовой кислотой по реакции (3) с образованием уксусной кислоты и сульфамата аммония. Сульфамат аммония постепенно гидролизуется по реакции (4) с образованием сульфаминовой кислоты, что обеспечивает медленную регенерацию кислоты в пласте:

Уксусная кислота представляет собой бесцветную жидкость с резким запахом. Содержание уксусной кислоты в кислотном составе способствует повышению растворяющей способности кислотного состава по отношению к карбонатной породе. Растворение карбонатов в уксусной кислоте происходит в соответствии с уравнениями реакции (5), (6):

Дополнительно уксусная кислота является стабилизатором ионов трехвалентного железа, что позволяет решить проблему техногенной кольматации призабойной зоны пласта. Уксусная кислота препятствует образованию нерастворимого осадка трехвалентного железа, образуя хорошо растворимую и слабодиссоциирующую соль - ацетат трехвалентного железа (7):

Одной из важнейших проблем при кислотных обработках является высокая коррозионная активность кислотного состава по отношению к стали. Для снижения коррозионной активности кислотный состав содержит ингибитор коррозии, в качестве которого используют карбамид, или тиомочевину, или смесь карбамида и тиомочевины в массовом соотношении 1:1, или нейтинг.

Карбамид является диамидом угольной кислоты и по внешнему виду представляет собой белые кристаллы, растворимые в полярных растворителях (воде, этаноле, жидком аммиаке).

Тиомочевина является диамидом тиоугольной кислоты и по внешнему виду представляет собой белые кристаллы, умеренно растворимые в воде.

Нейтинг является композиционной смесью азото- и серосодержащих органических соединений с неорганическими солями, по внешнему виду представляет собой порошок белого или серого цвета с насыпной плотностью 1,3-1,5 г/см3.

Кислотный состав представляет собой гомогенную систему, которая обладает низкой коррозионной активностью, высокой растворяющей способностью, замедленной скоростью реакции с породой, уменьшает количество кольматирующих элементов, обеспечивает снижение межфазного натяжения на границе с нефтью.

Для приготовления кислотного состава используется вода с минерализацией не более 1 г/дм3.

Кислотный состав готовится следующим образом.

Сульфаминовая кислота, ПАВ, уксуснокислый аммоний, уксусная кислота, ингибитор коррозии дозируются в товарной форме при перемешивании в воду с использованием механической мешалки.

Пример конкретного выполнения в лабораторных условиях:

Для приготовления состава при следующем соотношении компонентов, мас.%:

сульфаминовая кислота 5,0
оксиэтилированный алкилфенол 0,05
уксуснокислый аммоний 0
уксусная кислота 1
карбамид 0,1
вода с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное,

к 93,85 г воды при перемешивании последовательно добавляют 5 г сульфаминовой кислоты, 0,05 г ПАВ, 1 г уксусной кислоты и 0,1 г карбамида и перемешивают до полного растворения компонентов (пример 1, табл. 1).

Аналогичным образом готовят и другие кислотные составы, варьируя компоненты и их содержание (см. табл. 1).

Эффективность действия кислотного состава достигается повышением растворяющей способности кислотного состава за счет добавления уксусной кислоты. На фигуре показана зависимость растворяющей способности состава, выраженная в массе карбоната кальция, который способен растворить 1 м3 состава, от массовой доли уксусной кислоты.

В лабораторных условиях оценивали коррозионную активность кислотного состава по отношению к стали по величине скорости коррозии металлических пластинок, выраженной в потере массы образца пластинки на единицу площади поверхности пластинки.

Перед началом испытаний по определению коррозионной активности проводилась подготовка стальных пластин. Для этого стальные пластины прямоугольной формы, изготовленные из стали Ст3, очищали наждачной бумагой до полного удаления окисленных участков поверхности пластин. С помощью штангенциркуля измеряли геометрические параметры пластин и высчитывали суммарную площадь поверхности. Затем пластины последовательно промывали проточной водой, спиртом и ацетоном и сушили на открытом воздухе в течение нескольких минут. Определяли массу пластин с точностью до четвертого знака.

Далее каждую пластину подвешивали на нити в стакане объемом 100 мл так, чтобы она не соприкасалась со стенками, погружая ее в испытуемый кислотный состав на глубину ниже уровня жидкости на 10 мм, и выдерживали в течение 24 ч.

По истечении времени выдержки пластины извлекали из кислотного состава, тщательно промывали проточной водой, продукты коррозии при этом удаляли мягкой щеткой, затем пластины многократно промывали дистиллированной водой. Влага с поверхности пластин удалялась фильтровальной бумагой. Пластины сушили до постоянной массы с точностью до четвертого знака.

Скорость коррозии вычисляли по формуле:

,

где V - скорость коррозии, г/м2⋅ч;

q - потеря массы пластинки от коррозии, г;

S - площадь поверхности пластины, м2;

t - время испытания, ч.

Результаты исследования скорости коррозии кислотного состава представлены в таблице.

Из таблицы видно, что предлагаемые кислотные составы обладают существенно более низкой скоростью коррозии стали, следовательно, и коррозионной активностью по отношению к стали по сравнению с прототипом. Скорость коррозии предлагаемого состава ниже по сравнению с прототипом в 2-40 раз. Снижение концентрации компонентов приводит к снижению растворяющей способности кислотного состава. Увеличение концентрации компонентов в кислотных составах нецелесообразно вследствие незначительного повышения эффективности при удорожании приготовления состава.

Таким образом, предлагаемый кислотный состав повышает эффективность проведения кислотной обработки за счет снижения коррозионной активности по отношению к промысловому оборудованию, выполненному из стали, а также повышает растворяющую способность кислотного состава по отношению к карбонатному пласту.

Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий сульфаминовую кислоту, поверхностно-активное вещество - ПАВ, уксуснокислый аммоний и воду, отличающийся тем, что указанный состав дополнительно содержит уксусную кислоту и ингибитор коррозии при следующем соотношении компонентов, мас.%:

сульфаминовая кислота 5,0-15,0
ПАВ 0,05-1,5
уксуснокислый аммоний 0-6,0
уксусная кислота 1,0-10,0
ингибитор коррозии 0,1-1,5
вода с минерализацией не более 1 г/дм3 остальное,

в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол или водно-спиртовой раствор неионогенных ПАВ (моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля 90 мас.% и алкилдиметилбензиламмоний хлорид 10 мас.%), в качестве ингибитора коррозии - карбамид, или тиомочевину, или смесь карбамида и тиомочевины в массовом соотношении 1:1, или нейтинг.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта, расположенного между породами-неколлекторами - глинистыми прослоями.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - направленное термохимическое воздействие на нефтенасыщенные пропластки, подключение в разработку ранее не охваченных нефтенасыщенных, низкопроницаемых зон пласта, увеличение охвата пласта тепловым воздействием, повышение нефтеотдачи пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны добывающей скважины или скважины, переведенной в нагнетательную из добывающей скважины, работа которых осложнена выпадением парафиновых асфальто-смолистых веществ (АСВ) в призабойной зоне.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в кислотных обработках призабойной зоны скважин, разглинизации пласта и удалении солеотложений.

Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления боковых стволов скважин в условиях повышенных рисков поглощений тампонажных растворов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки, в режиме самозадавливания.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к составам с конденсируемой твердой фазой для временной изоляции продуктивного пласта при глушении скважин с терригенным коллектором неоднородной проницаемости, включающим глинистые минералы, и пластовыми температурами до 150°С.

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

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород в терригенных и солевых отложениях в условиях воздействия высоких температур.

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков. По первому варианту предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, при приемистости нагнетательной скважины от 200 до 400 м3/сут закачивают водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента до увеличения давления закачки на 5-30% от начального давления закачки при следующем содержании компонентов, мас.%: наполнитель - 0,01-1,0, щелочной реагент - 0,01-3,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную муку или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, затем закачивают композицию, содержащую щелочной реагент и воду, до увеличения давления закачки на 10-50% от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, при следующем соотношении компонентов, мас.%: щелочной реагент - 0,1-5,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве щелочного реагента используют 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, и осуществляют ее продавку в пласт водой в объеме 10-15 м3, при этом закачку в пласт указанных водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента и композиции, содержащей щелочной реагент и воду, осуществляют в объемном соотношении (1-5):(4-1). По второму варианту предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, при приемистости нагнетательной скважины от 400 до 800 м3/сут закачивают водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента двумя оторочками, первую оторочку водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента закачивают до увеличения давления закачки на 10-30% от начального давления закачки при следующем содержании компонентов, мас.%: наполнитель - 0,1-1,5, щелочной реагент - 0,1-5,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, затем осуществляют закачку второй оторочки водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента до увеличения давления закачки на 15-50% от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, при следующем содержании компонентов, мас.%: наполнитель - 0,05-1,2, щелочной реагент - 0,05-3,5, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, после закачки второй оторочки осуществляют ее продавку в пласт водой в объеме 15-20 м3, при этом закачку в пласт указанных оторочек осуществляют в объемном соотношении (1-4): (3-1). Технический результат заключается в повышении эффективности за счет снижения обводненности и увеличения охвата пласта. 2 н.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение надежности реализации способа; повышение качества обработки призабойной зоны пласта с одновременным снижением затрат на реализацию и упрощением технологи. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором включает спуск колонны труб с гидромониторным перфоратором, выполнение боковых стволов в виде радиальных отверстий в обсадной колонне скважины и каверн в пласте закачкой водопесчаной смеси по колонне труб через гидромониторный перфоратор из расчета два боковых ствола на 1 м толщины пласта, кислотную обработку призабойной зоны пласта тремя порциями, каждая из которых состоит из закачки раствора соляной кислоты в непрерывном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции. На устье скважины сверху вниз на нижний конец колонны труб монтируют компоновку: насадку-седло, центратор, гидромониторный перфоратор с насадками, якорь. Затем спускают колонну труб и компоновку с промывкой в интервал перфорируемого пласта, сбрасывают шар в колонну труб. После посадки шара производят перфорацию обсадной колонны с выполнением боковых стволов в виде радиальных отверстий в обсадной колонне и каверн в пласте закачкой водопесчаной смеси по колонне труб через гидромониторный перфоратор. Затем, не прерывая закачку, через боковые стволы производят обработку призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором, при этом первой порцией в непрерывном режиме закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 0,5 м3 на один боковой ствол, затем в непрерывном режиме закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 1,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 3 мин закачка при давлении приемистости пласта, 5 мин выдержка для реагирования. Второй порцией закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 1,5 м3 на один боковой ствол, затем - 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 2,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 4 мин закачка при давлении приемистости пласта, 10 мин выдержка для реагирования. Третьей порцией закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 2,5 м3 на один боковой ствол, затем - 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 3,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 5 мин закачка при давлении приемистости пласта, 15 мин выдержка для реагирования, после чего свабированием извлекают продукты реакции по обсадной колонне скважины. 1 ил.

Изобретение относится к разработке жидких полезных ископаемых, таких как нефть, природный газ, сланцевый газ. Способ приготовления самосуспендирующегося проппанта, характеризующийся тем, что содержит шаги: использование в качестве наполнителя одного или более из материалов: кварцевый песок, керамзит, металлические частицы, сферические частицы стекла, спеченный боксит, спеченный глинозем, спеченный цирконий, синтетическая смола, плакированный песок и частицы измельченной ореховой скорлупы, нагрев наполнителя до 50-300°С, охлаждение до температуры ниже 240°С, добавление адгезива в количестве 0,5-15 мас.% от массы наполнителя и перемешивание, когда температура полученной смеси снижается до температуры ниже 150°С, добавление водорастворимого полимерного материала в количестве 0,1-5 мас.% от массы наполнителя и перемешивание, металлическая частица выполняется из одного или более следующих материалов: углеродистая сталь, нержавеющая сталь, алюминиевый сплав, железоникелевый сплав и ферромарганцевый сплав, водорастворимый полимерный материал выбирается из натурального полимерного, синтетического полимерного или полунатурального полусинтетического полимерного материала, который разбухает или быстро растворяется в воде, адгезив содержит все материалы, имеющие функции адгезива, содержащие натуральный адгезив и синтетический адгезив, натуральный адгезив содержит животный клей, растительную камедь и минеральный клей, животный клей выбирают из одного или более веществ: кожный клей, костяной клей, шеллак, казеиновый клей, альбуминовый клей и рыбный клей, растительная камедь выбирают из одного или более веществ: крахмал, декстрин, терпентин, тунговое масло, аравийская камедь и натуральный каучук, минеральный клей выбирают из одного или более веществ: минеральный воск и асфальт, синтетический адгезив выбирают из одного или более веществ: фенольная смола, эпоксидная смола, ненасыщенная полиэфирная смола и гетероциклический полимерный адгезив. Способ конструирования для гидроразрыва посредством природной воды, характеризующийся тем, что содержит: добавление 5-60 об.ч. самосуспендирующегося проппанта, приготовленного по указанному выше способу к 100 об.ч природной воды в качестве несущей жидкости для образования гидроразрывной суспендированной жидкости, затем транспортировку полученной жидкости в подземный пласт горных пород, природная вода в качестве несущей жидкости выбирается из одного или более веществ: речная вода, сельскохозяйственная вода, озерная вода, морская вода и подземная вода. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - снижение загрязнения окружающей среды и стоимости способа при сохранении свойств. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 30 пр., 16 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к расширяющимся тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании межколонного пространства в нефтяных и газовых скважинах, а также к строительной сфере для крепления элементов строительных конструкций, анкерных болтов, элементов декора. Состав тампонирующего действия содержит портландцемент и кварцевый песок с размером зерен не более 2,5 мм. Кварцевый песок с халцедоном предварительно обрабатывают потоком ускоренных электронов с величиной поглощенной дозы 600 кГр. Состав имеет следующее соотношение компонентов, мас. %: портландцемент 36-40, кварцевый песок 60-64. Техническим результатом изобретения является увеличение линейного расширения, прочности на растяжение при изгибе. 1 табл., 1 пр.

Группа изобретений относится к извлечению нефти из пласта. Технический результат – добыча приблизительно 60 % нефти, оставшейся в керне после заводнения. Способ извлечения нефти включает: обеспечение композиции для извлечения нефти, которая содержит по меньшей мере 15 мол.% диметилсульфида (ДМС), причем указанная композиция для извлечения нефти является смешиваемой при первом контакте с жидкофазной нефтью; обеспечение водяного пара или горячей воды, имеющей температуру по меньшей мере 85°С; совместное введение указанного водяного пара или горячей воды и указанной композиции для извлечения нефти внутрь подземного нефтеносного пласта, содержащего сырую нефть, которая имеет динамическую вязкость по меньшей мере 1000 мПа⋅с (1000 сП) при 25°С и удельный вес в градусах API при 15,5°С (60°F) не более 20°С, измеренный в соответствии со стандартом ASTM метод D 6822, причем указанная композиция для извлечения нефти составляет по меньшей мере 15 мас.% от объединенных водяного пара или горячей воды и композиции для извлечения нефти, которые вместе введены внутрь пласта; контактирование водяного пара или горячей воды и композиции для извлечения нефти с нефтью в пласте; добычу нефти из пласта после введения водяного пара или горячей воды и композиции для извлечения нефти внутрь пласта. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 11 ил., 8 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий углеводородную фракцию и кубовый остаток производства бутиловых спиртов, содержит углеводородную фракцию 85-163°C в смеси кубовым остатком производства бутиловых спиртов при следующих соотношениях, мас.%: углеводородная фракция 85-163°C 50-80, кубовый остаток производства бутиловых спиртов 20-50, указанную смесь подвергают непрерывному волновому воздействию с частотой 7,2 кГц. Технический результат - повышение растворяющей способности состава для удаления АСПО в «жестких условиях», расширение сырьевой базы и снижение себестоимости за счет исключения дефицитных добавок, которые являются сырьем нефтехимии. 2 пр., 3 табл.

Изобретение относится к производству керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче углеводородов методом гидравлического разрыва пласта. Шихта для производства легковесных керамических проппантов содержит 90,0-99,5 мас.% природного песка и 0,5-10 мас.% цементного клинкера и/или цемента. Легковесный кремнеземистый проппант, изготовленный из указанной шихты, характеризуется пониженной насыпной плотностью до 1,4 г/см3 и демонстрирует пониженную разрушаемость под нагрузкой 10000 psi. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.

Настоящее изобретение касается способа получения гидрофобно-ассоциирующих макромономеров М и новых макромономеров. Описан способ получения макромономера М общей формулы (I) ,причем структурные единицы (-СН2-СН2-O-)k и (-CH2-CH(R3)-O-)l и при необходимости -(-СН2-СН2-O-)m в блочной структуре располагаются в представленной в формуле (I) последовательности, причем остатки и индексы имеют следующие значения: k это число от 10 до 150; l это число от 5 до 25; m это число от 0 до 15; R1 это Н; R2 независимо друг от друга представляет собой двухвалентную соединительную группу -O-(Cn'H2n')-, причем n' означает натуральное число от 3 до 5; R3 независимо друг от друга представляет собой углеводородный остаток с 2-14 атомами углерода, с тем условием, что сумма атомов углерода во всех углеводородных остатках R3 находится в пределах от 15 до 50; R4 представляет собой Н, включающий в себя следующие этапы: a) реакция моноэтилен-ненасыщенного спирта А1 общей формулы (II) ,с этиленоксидом, причем остатки R1 и R2 имеют заданные выше значения; с добавлением щелочного катализатора K1, содержащего KOMe и/или NaOMe; причем получают алкоксилированный спирт А2; b) реакция алкоксилированного спирта А2 по меньшей мере с одним алкиленоксидом Z формул (Z), причем R3 имеет заданное выше значение; с добавлением щелочного катализатора K2, причем катализатор К2 содержит по меньшей мере одно основное соединение натрия, выбранное из NaOH, NaOMe и NaOEt; причем концентрация ионов калия при реакции на этапе b) меньше или равна 0,9 моль% относительно использованного спирта А2; и причем реакцию на этапе b) проводят при температуре, меньшей или равной 135°С, причем получают алкоксилированный спирт A3 согласно формуле (III), ,где R4=Н, причем остатки R1, R2 и R3 и индексы k и l имеют заданные выше значения; c) при необходимости - реакция по меньшей мере части алкоксилированного спирта A3 с этиленоксидом, причем получают алкоксилированный спирт А4, который соответствует макромономеру М согласно формуле (I), где R4=Н, a m больше 0. Также описан макромономер, полученный указанным выше способом. Технический результат – получение гидрофобно-ассоциирующих макромономеров, обладающих малым количеством групп, создающих поперечную сшивку, и которые можно полимеризовать с получением сополимеров с малым количеством гелей. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 табл., 30 пр.

Изобретение относится к помещаемому в воду формованному полимерному изделию для получения текучей среды для гидравлического разрыва пласта при бурении и способу изготовления его. Помещаемое в воду формованное полимерное изделие имеет структуру дисперсии, в которой гидролизующийся полимер диспергируется в матрице водорастворимого полимера. Гидролизующийся полимер диспергирован в матрице в гранулированной или волокнистой форме. Матрица водорастворимого полимера содержится в количестве, составляющем от 10 до 150 массовых частей в расчете на 100 массовых частей гидролизующегося полимера. Формованное полимерное изделие может упрощать операцию смешивания с водой без ухудшения свойств гидролизующегося полимера. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазовых скважин, а именно к вспененным тампонажным материалам, применяемым при креплении обсадных колонн. Технический результат заключается в снижении реологических и фильтрационных свойств тампонажного раствора, а также в повышении его растекаемости и стабильности, при одновременном повышении прочности образующегося тампонажного камня. Пеноцементный тампонажный материал включает портландцемент, ускоритель схватывания - водорастворимые соли кальция, гидроксиэтилцеллюлозу, пенообразующее поверхностно-активное вещество ПАВ - оксиэтилированные жирные спирты, добавку и воду, при этом в качестве добавки материал содержит адгезионную добавку - латекс редиспергируемый, и понизитель водоотдачи - полимер на основе 2-акрил-2-метилпропан сульфокислоты, а в качестве ПАВ - оксиэтилированные жирные спирты со степенью оксиэтилирования 6-12 и числом метиленовых групп 10-20, при следующем соотношении компонентов, мас.ч: портландцемент 100; ускоритель схватывания 1,0-3,0; гидроксиэтилцеллюлоза 0,1-0,2; указанное ПАВ 0,2-0,4; указанная адгезионная добавка 1,0-5,0; указанный понизитель водоотдачи 0,4-0,6; вода 48-50. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 6 з.п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны карбонатного пласта. Технический результат - повышение эффективности проведения кислотной обработки карбонатного пласта за счет снижения коррозионной активности по отношению к промысловому оборудованию, выполненному из стали, и повышение растворяющей способности кислотного состава по отношению к карбонатному пласту. Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; поверхностно-активное вещество - ПАВ 0,05-1,5; уксуснокислый аммоний 0-6,0; уксусную кислоту 1,0-10,0; ингибитор коррозии и воду, отличающийся тем, что указанный состав дополнительно содержит уксусную кислоту 0,1-1,5; воду с минерализацией не более 1 гдм3 - остальное. В качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол или водно-спиртовой раствор неионогенных ПАВ, в качестве ингибитора коррозии - карбамид, или тиомочевину, или смесь карбамида и тиомочевины в массовом соотношении 1:1, или нейтинг. 1 ил., 1 табл.

Наверх