Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений с использованием заводнения. Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ N-алкил-N,N-ди(полиэтиленгликоль) амин на основе кислот кокосового масла оксамин Л-15 и воду, дополнительно содержит катионное поверхностно-активное вещество - КПАВ алкилдиметилбензиламмоний хлорид С12 - С14 спиртовой, при следующем соотношении компонентов, масс. %: НПАВ 0,01-0,5; КПАВ 0,1-0,5; вода - остальное. Технический результат - снижение межфазного натяжения на границе «нефть-вода», уменьшение степени набухания глинистых минералов, и в конечном итоге более эффективное вытеснение нефти из глинизированного пласта. Дополнительно состав имеет бактерицидные свойства и является ингибитором коррозии. 1 ил., 2 табл., 3 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений с использованием заводнения.

Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов (патент RU №2441049, опубл. 27.01.2012 г.), содержащий поверхностно-активное вещество - органический остаток процесса получения сульфата аммония из отработанной серной кислоты процесса сернокислотного алкилирования изоалканов олефинами в количестве 2-10 масс. %, вода - остальное. Технический результат - обеспечение доступности и дешевизны при высоких значениях коэффициента нефтевытеснения.

Недостатком является отсутствие влияния на уменьшение гидратации глинистых минералов в пласте, и, соответственно, невозможность применения данного состава в условиях глинизированных коллекторов.

Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов (авторское свидетельство SU 1521866, опубл. 07.02.1981 г.). Состав позволяет уменьшать межфазное натяжение на границе «нефть-вода», а также снижать реологические параметры пластовой нефти.

Недостатком указанного состава является отсутствие заметного ингибирующего влияния на набухаемость глин, и, соответственно, невозможность применения данного состава в условиях глинизированных коллекторов.

Известен состав поверхностно-активных веществ для закачки в нефтяной пласт (ст. Рогачев М.К., Кузнецова А.Н. Исследование и разработка растворов поверхностно-активных веществ для заводнения низкопроницаемых полимиктовых коллекторов // Научно-технический журнал «Инженер-нефтяник». – 2016. - №1. - С. 49-53), принятый в качестве прототипа, состоящий из неионогенного поверхностно-активного вещества НГ-2 и воды.

Состав позволяет уменьшать межфазное натяжение на границе «нефть-вода», а также снижать коррозионное воздействие пластовой воды.

Недостатком указанного состава является отсутствие заметного ингибирующего влияния на набухаемость глин.

Техническим результатом от использования заявляемого состава является снижение межфазного натяжения на границе «нефть-вода», уменьшение степени набухания глинистых минералов, и в конечном итоге более эффективное вытеснение нефти из глинизированного пласта.

Технический результат достигается тем, что дополнительно содержит катионное поверхностно-активное вещество - КЛАВ алкилдиметилбензиламмоний хлорид С12 - С14 (спиртовой), при следующем соотношении компонентов, масс. %:

НПАВ 0,01-0,5
КПАВ 0,1-0,5
вода остальное

Описываемый состав поясняется фиг. 1, где приведены графики зависимостей межфазного натяжения на границе «водный раствор ПАВ-керосин» от концентрации реагентов.

Заявляемый состав для заводнения глиносодержащих коллекторов включает в себя следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие:

- КЛАВ 0,1-0,5%, представляющее собой алкилдиметилбензиламмоний хлорид С12 - С14 (спиртовой), выпускающийся по ТУ 2482-003-04706205-2004;

- НГ-2 0,01-0,5%, неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ N-алкил-N,N-ди(полиэтиленгликоль) амин на основе кислот кокосового масла оксамин Л-15;

- вода: пресная или минерализованная (до 50 г/л).

Добавление КПАВ приводит к снижению гидратации глинистых минералов и повышению тем самым проницаемости нефтенасыщенных горных пород, реагент НГ-2 обладает способностью снижать межфазное натяжение на границе «нефть-вода». Результатом является более эффективное вытеснение нефти из глинизированного пласта. Дополнительно состав имеет бактерицидные свойства и является ингибитором коррозии.

В качестве оксиэтилированных аминов на основе жирных кислот реагент содержит: неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ N-алкил-N,N-ди(полиэталенгликоль) амины на основе кислот кокосового масла оксамин Л-15 общей формулы:

CpH2p+1N(C2H4O)mH, где р=10-12,

n+m=15 или оксиэтилированные первичные моноамины общей формулы

где R - углеводородный радикал C10-C17; х+у=11 или 15 [1].

Эти продукты выпускаются под названием Noramox C11, или Noramox С15, или Normox C11, Noramоx O15 [2].

Были проведены исследования по определению плотности нефти помощи плотномера DE 40 (MettlerToledo), а также межфазного натяжения на границе «водный раствор ПАВ - керосин» в различных концентрациях. Исследования по оценке изменения величины межфазного натяжения на границе «керосин-водный раствор ПАВ» проводились по ГОСТ 29232-91. «Определение критической концентрации мицеллообразования».

Исследования по оценке величины глинонабухания проводились объемным методом, когда количество поглощенной образцом дезинтегрированного керна жидкости определяется по увеличению объема керна на приборе Жигача-Ярова.

С целью получения водного раствора ПАВ были приготовлены смеси компонентов, а также водный раствор прототипа. Каждая смесь приготавливалась путем компаундирования компонентов в лабораторных условиях.

Пример 1. 0,1 г неионогенного ПАВ НГ-2 вводят в 1 г катионного ПАВ, воды, затем добавляют воду до массы 1 кг и перемешивают в течение 10 мин при стандартной температуре с получением однородного состава. Далее проводят измерение плотности, которая равна 0,9976 г/см3. Затем определяют межфазное натяжение на границе «водный раствор-нефть», которое равно 3,03 мН/м, и коэффициент глинонабухания, который составил 0,2%.

Состав используют для определения нефтевытесняющей способности.

Пример 2. 0,5 г неионогенного ПАВ НГ-2 вводят в 3 г катионного ПАВ, воды, затем добавляют воду до массы 1 кг и перемешивают в течение 10 мин при стандартной температуре с получением однородного состава. Затем проводят измерение плотности, которая равна 0,9978 г/см3. Далее определяют межфазное натяжение на границе «водный раствор-нефть», которое равно 1,5 мН/м, и коэффициент глинонабухания, который составил 0,2%.

Состав используют для определения нефтевытесняющей способности.

Пример 3. 1 г неионогенного ПАВ НГ-2 вводят в 5 г катионного ПАВ, воды, затем добавляют воды до массы 1 кг и перемешивают в течение 10 мин при стандартной температуре с получением однородного состава. Затем проводят измерение плотности, которая равна 0,9978 г/см3. Далее определяют межфазное натяжение на границе «водный раствор-нефть», которое равно 1,31 мН/м, и коэффициент глинонабухания, который составил 0,2%.

Результаты определения межфазного натяжения на границе «водный раствор ПАВ - керосин» представлены на фиг. 1.

Результаты определения коэффициентов набухания представлены в таблице 1.

Состав используют для определения нефтевытесняющей способности.

Эксперименты, проведенные в соответствии с ГОСТ 26450.0-85. «Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств», ОСТ 39-195-86. «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях», позволили определить коэффициент вытеснения нефти за счет фильтрации через керновый материал реагента при объемном расходе 0,05 мл/мин.

Результаты определения коэффициентов вытеснения нефти представлены в таблице 2.

Полученные результаты позволяют сделать вывод, что заявляемый состав обладает способностью одновременно уменьшать степень набухания глинистых минералов, снижать межфазное натяжение на границе нефть с закачиваемой водой, а также более эффективно вытеснять нефть из глинизированного пласта. Дополнительно состав имеет бактерицидные свойства и является ингибитором коррозии.

Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ N-алкил-N,N-ди(полиэтиленгликоль) амин на основе кислот кокосового масла оксамин Л-15 и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит катионное поверхностно-активное вещество - КПАВ алкилдиметилбензиламмоний хлорид С12 - С14 спиртовой, при следующем соотношении компонентов, масс. %:

НПАВ 0,01-0,5
КПАВ 0,1-0,5
вода остальное

.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам и композициям, в том числе используемым в различных операциях, выполняемых под землей. Способ цементирования в подземном пласте включает обеспечение цементной композиции замедленного схватывания, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, диспергирующий агент и замедлитель схватывания, причем замедлитель схватывания содержит производную фосфоновой кислоты, а диспергирующий агент представляет собой эфир поликарбоновой кислоты; вспенивание цементной композиции замедленного схватывания; активирование цементной композиции замедленного схватывания; введение цементной композиции замедленного схватывания в подземный пласт; и обеспечение схватывания цементной композиции замедленного схватывания в подземном пласте.

Изобретение относится к процессам кислотной обработки. Технический результат - растворение растворимых в кислоте материалов при низких температурах.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин.

Настоящее изобретение относится к водорастворимым, гидрофобно-ассоциирующим сополимерам. Описан водорастворимый, гидрофобно-ассоциирующий сополимер, включающий (a) 0,1-20 мас.% по меньшей мере одного гидрофобно-ассоциирующего мономера (a), а также (b) 25-99,9 мас.% по меньшей мере одного отличного от мономера (а) гидрофильного мономера (b), причем при его синтезе посредством водной гелевой полимеризации или полимеризации в растворе при значении рН от 5,0 до 7,5 перед инициированием реакции полимеризации вводят по меньшей мере один дополнительный, но не способный к полимеризации поверхностно-активный компонент (c), причем количественные данные в каждом случае пересчитаны на общее количество всех мономеров в сополимере, и причем по меньшей мере один из мономеров (a) является мономером общей формулы (I) причем единицы -(-CH2-CH2-O-)k, -(-CH2-CH(R3)-O-)l и при необходимости -(-CH2-CH2-O-)m в структуре блока расположены в представленной в формуле (I) последовательности, а остатки и индексы имеют следующие значения: k означает число от 15 до 35; l означает число от 5 до 25; m означает число от 0 до 15; R1 означает H; R2 означает двухвалентную соединительную группу -O-(Cn'H2n')-, причем n´ равно 4, R3 означает углеводородный остаток по меньшей мере с 2 атомами углерода при условии, что сумма атомов углерода всех углеводородных остатков R3 находится в диапазоне от 15 до 50; R4 означает Н; и причем гидрофобно-ассоциирующий мономер (a) общей формулы (I) является получаемым способом, включающим следующие стадии: а) взаимодействие моноэтилен-ненасыщенного спирта A1 общей формулы (II) с этиленоксидом, причем остатки R1 и R2 имеют вышеуказанные значения, при добавлении щелочного катализатора K1, содержащего KOMe и/или NaOMe, причем получают алкоксилированный спирт A2; b) взаимодействие алкоксилированного спирта A2 по меньшей мере с одним алкиленоксидом Z формулы (Z) ,причем R3 имеет вышеуказанные значения; при добавлении щелочного катализатора K2, выбранного из NaOH, NaOMe и NaOEt, причем концентрация ионов калия при взаимодействии на стадии b) составляет менее или равна 0,9 мол.% в пересчете на использованный спирт A2, и причем взаимодействие на стадии b) проводят при температуре менее или равной 135°C, причем получают алкоксилированный спирт A3 формулы (III) где R4=Н, причем остатки R1, R2 и R3 и индексы k и l имеют вышеуказанные значения; c) при необходимости взаимодействие по меньшей мере части алкоксилированного спирта A3 с этиленоксидом, причем получают алкоксилированный спирт A4, который соответствует мономеру (a) формулы (I), где R4=H и m больше 0, и причем сополимер включает по меньшей мере два различных гидрофильных мономера (b), представляющие собой (b1) акриламид в качестве нейтрального гидрофильного мономера, (b2) акриловую кислоту, винилсульфоновую кислоту, аллилсульфоновую кислоту, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту (АМПК), 2-акриламидо-бутансульфоновую кислоту, 3-акриламидо-3-метил-бутансульфоновую кислоту или 2-акриламидо-2,4,4-триметилпентансульфоновую кислоту в качестве анионного гидрофильного мономера.

Изобретение относится к композициям поверхностно-активных веществ для использования при обработке и извлечении ископаемого флюида из подземного пласта, их получению и использованию.

Изобретение относится к магнийсодержащим керамическим проппантам - расклинивателям, предназначенным для использования в нефтедобывающей промышленности в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении солевых отложений в условиях воздействия аномальных пластовых давлений, высоких температур и сероводородной агрессии.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат – оптимизация структурно-реологических свойств бурового раствора в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями, ограничение содержания твердой фазы, в частности, к буровым растворам, применяемым при бурении в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - улучшение качества утяжеленного бурового раствора, оптимизация структурно-реологических свойств, безаварийное бурение глубоких скважин в условиях высоких пластовых давлений и температур.

Изобретение относится к флюиду для обработки скважин для повышения добычи углеводородов из пласта и способам его использования. Флюид для обработки скважин, включающий сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте, и гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии ацетилацетоната циркония.

Изобретение относится к способам управления, контроля и оптимизации параметров трещин гидроразрыва пласта (ГРП) при проведении ГРП в целевых пластах, отделенных от внешних пластов с высокой активностью содержащихся в них флюидов, тонкими экранами, а также в низкопродуктивных пластах малой мощности. В условиях пластов с тонкими экранами и в низкопродуктивных пластах малой мощности основной задачей является ограничение высоты развития трещины и увеличение их протяженности. Это достигается за счет последовательной закачки в трещину оторочек технологических жидкостей с различными реологическими характеристиками с периодическими кратковременными остановками. Ограничение высоты развития трещины достигается за счет размещения наиболее вязких оторочек на периферии трещины, а увеличение протяженности трещины - за счет снижения потерь давления на трение при движении жидкости в центральном (наиболее широком) сечении трещины и перераспределения давления по ее длине. Частота и продолжительность остановок, а также режимы последующих за ней закачек определяются свойствами пласта, текущими параметрами образованной трещины, а также реологическими характеристиками оторочек. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений соответствующего строения. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к способу обработки подземного пласта. Способ обработки подземного пласта, включающий приготовление суспензии цементного раствора, выполненной с возможностью схватывания с образованием отвердевшего цементного раствора с прочностью на сжатие ниже давления смыкания разрыва подземного пласта, где указанная суспензия цементного раствора содержит цементирующий материал, воду и меньше чем 4 % деградируемого материала в расчете на массу цементирующего материала в суспензии цементного раствора, закачивание указанной суспензии в подземный пласт при давлении, достаточном для создания разрыва в подземном пласте, при сохранении более высокого давления, чем давление смыкания разрыва, предоставление возможности указанной суспензии схватиться, образуя отвердевший цементный раствор в разрыве, понижение давления ниже давления смыкания разрыва, предоставление возможности отвердевшему цементному раствору в разрыве растрескаться, образуя растрескавшийся отвердевший цементный раствор, и добычу углеводородов из пласта через растрескавшийся отвердевший цементный раствор в разрыве. Способ обработки подземного пласта, включающий приготовление суспензии цементного раствора, выполненной с возможностью схватывания с образованием проницаемого отвердевшего цементного раствора с проводимостью свыше 10 мД·фт, где указанная суспензия содержит цементирующий материал, заполнитель, воду и меньше чем 4 % деградируемого материала в расчете на массу цементирующего материала в указанной суспензии, закачивание указанной суспензии в подземный пласт при давлении, достаточном для создания разрыва в подземном пласте, предоставление возможности суспензии схватиться, образуя проницаемый отвердевший цементный раствор в разрыве, и добычу углеводородов из пласта через схватившийся отвердевший цементный раствор в разрыве. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 10 табл.

Настоящее изобретение относится к способу, системе и композиции для добычи нефти из пласта, содержащей поверхностно-активное вещество, жидкий аммиак, полимер и воду.Способ извлечения нефти из нефтеносного пласта, материал пористой минеральной матрицы которого содержит значительные количества диоксида кремния в форме кварца, включает смешивание поверхностно-активного вещества, воды, полимера и жидкого аммиака, содержащего не более 10 мас. % воды, для образования композиции для извлечения нефти с исходной величиной pH от 10 до 12, когда указанный жидкий аммиак смешан с другими компонентами композиции для извлечения нефти или присутствует в композиции для извлечения нефти, введение указанной композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт, контактирование указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте; и добычу нефти из нефтеносного пласта после введения указанной композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 4 н. и 25 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны карбонатного и терригенного (карбонатность более 5%) пластов, и может быть использовано в процессе интенсификации притока нефти и освоения скважин путем кислотной обработки, а также при повышении нефтеотдачи пластов методом гидравлического разрыва пласта с использованием кислотных составов. Технический результат - предотвращение образования нефтекислотных эмульсий, снижение межфазного натяжения на границе с нефтью при одновременном исключении образования желесодержащих стабилизаторов нефтяных эмульсий и набухания глинистых минералов. Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: уксусная кислота с концентрацией 99% 3,5-5; неионогенное поверхностно-активное вещество Неонол АФ 9-12 0,1-0,3; изопропиловый спирт или глицерин 4-6; водный раствор соляной кислоты с концентрацией 10-14% остальное. 1 ил.

Группа изобретений относятся к разработке нефтяных месторождений. Технический результат – получение в условиях химического производства стабильной товарной формы щелочного стока производства капролактама ЩСПК, применяемой для выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритока в нефтедобывающей промышленности и обеспечивающей образование сополимеров сложных эфиров в результате гидролиза полиакриламида ПАА в водном растворе ЩСПК как по амидным, так и по кислотным группам, что приводит к снижению расхода ПАА. В способе получения товарной формы ЩСПК расчетное количество ЩСПК и воды загружают в термостатируемый реактор, в полученный водный раствор ЩСПК при перемешивании и температуре 50-65°С медленно добавляют ПАА, после чего обогрев реактора прекращают, соотношение указанных компонентов, мас.%: ЩСПК 6,5-89,0; ПАА 0,3-0,5; вода 10,5-73,0. Способ получения состава для выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритока включает смешивание в объемном соотношении 1:1 предварительно приготовленного водного раствора, в качестве которого используют полученную способом, указанным выше, товарную форму ЩСПК, с предварительно приготовленным водным раствором оксихлорида алюминия или хлорида алюминия концентрации 2-3 мас.%. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 8 ил., 7 табл.

Изобретение относится к высококонцентрированным безводным аминным солям углеводородполиалкоксисульфатов, причем эти соли выбраны из группы замещенных аминов, предпочтительно алканоламинов. Высококонцентрированная и текучая при 25°С композиция аминных солей углеводородполиалкоксисульфатов для хранения и транспортировки в виде высококонцентрированной композиции и применения для повышения нефтеотдачи пластов после ее разбавления содержит (A) более 80 мас.% аминных солей углеводородполиалкоксисульфатов с формулой где один, два или три из заместителей R1, R2 и R3 независимо друг от друга выбраны из группы, содержащей алкил, содержащий от 1 до 14 атомов углерода, алкенил, содержащий от 3 до 18 атомов углерода, гидроксиалкил, содержащий 3 или 4 атома углерода, два или три заместителя являются гидроксиалкилами, содержащими 2 атома углерода, и их смеси, причем гидроксиалкил может быть алкоксилирован, и причем каждый из остальных заместителей представляет собой водород; и R4 является одним или более различными углеводородами, содержащими от 10 до 36 атомов углерода; необязательно в смеси с менее чем 20 мас.% указанных аминных солей углеводородполиалкоксисульфатов, в которых алкоксигруппы являются исключительно ЕО-группами; (B) по меньшей мере от 0,1 до менее чем 5 мас.% несульфатированного полиалкоксилированного углеводорода R4-O-[EO,PO,AO]n-H или смеси; (С) до менее чем 5 мас.% несульфатированного гидроксиуглеводорода R4-ОН или смеси; причем (В) и (С) совместно составляют от 0,1 до 10 мас.% композиции; причем композиция содержит менее 2 мас.% воды, и число n алкоксигрупп ЕО, РО, АО совместно лежит в диапазоне от 1 до 16, и алкоксигруппы выбраны из от 1 до 16 пропоксигрупп (РО) и, необязательно, одной или более из групп от 0 до 15 этоксигрупп (ЕО) и от 0 до 10 алкиленоксигрупп (АО), содержащих от 4 до 12 атомов углерода, и алкоксигруппы распределены статистически или сгруппированы в блоки, или и то, и другое. Полученные продукты при комнатной температуре являются низковязкими и пригодными для перекачивания насосом. Вследствие отсутствия воды соли являются высокоустойчивыми к гидролизу, в том числе при высоких температурах. Кроме того, изобретение относится к применению композиций по настоящему изобретению, разведенных водой, в месторождениях нефти с целью обеспечения более эффективной добычи нефти или для извлечения углеводородов из нефтеносных песков или других поверхностей или материалов, содержащих углеводороды. 3 н. и 43 з.п. ф-лы, 4 табл.
Изобретение относится к химической промышленности, предназначено для получения натриевых солей карбоксиметиловых эфиров гуминовых материалов и может быть использовано при бурении нефтяных и газовых скважин. Воздушно-сухой торф смешивают с твердыми NaOH и монохлорацетатом натрия Na-МХУК, при мольном соотношении ОН:NaOH:Na-МХУК, равном 1:(0,5-2,5):(0,5-2,5. Смесь подвергают интенсивному механическому измельчению в течение 10-60 мин при 25oС без добавления воды, в результате чего образуются водорастворимые карбоксиметилированные продукты. Обеспечивается расширение сырьевой базы, улучшение качества карбоксиметилированных продуктов за счет повышения содержания карбоксиметильных групп. 2 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи. В способе увеличения добычи нефти, включающем закачку в пласт через скважину водной гелевой дисперсии, полученной смешением с водой порошкообразной композиции, содержащей обработанный ионизирующим излучением полиакриламид - ПАА и неорганическую соль многовалентного металла, смешение осуществляют непосредственно перед закачкой в пласт в проточном буферном объеме, соответствующем объему скважины, используют ПАА, обработанный ионизирующим излучением дозой 1-15 кГр, в качестве указанной соли - сульфат или хлорид алюминия или хрома при следующем их соотношении, мас.%: указанная соль алюминия или хрома 1-10, указанный ПАА - остальное, при содержании, мас.%: указанная композиция 0,5-3,0, пластовая вода – остальное, и времени контакта указанных композиции и воды в буферном объеме, определяемом условием по формуле где t - время контакта композиции и воды в буферном объеме, ч; Т - время равновесного набухания гелевой дисперсии в буферном объеме; Q - скорость закачки, м3/ч; V - буферный объем, м3. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат – увеличение добычи нефти. 1 з.п. ф-лы, 3 пр., 2 табл., 2 ил.

Изобретение относится к гидравлическому разрыву подземного пласта. Состав для обработки скважины содержит: низковязкую несущую жидкость, имеющую вязкость менее чем 50 мПа⋅с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°С; диспергированный в несущей жидкости проппант и диспергированное в несущей жидкости волокно, содержащее от 0,1 до 20 мас.% силикона, где состав для обработки скважины не создает волоконного тапонирования при потоке через узкую щель шириной 1-2 мм. Способ обработки пласта, через который проходит ствол скважины, содержащий: закачку состава для обработки скважины в пласт с образованием системы гидроразрыва, причем состав для обработки скважины содержит низковязкую несущую жидкость, имеющую вязкость менее чем 50 мПа⋅с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°С, диспергированные в ней проппант и волокно, содержащее от 0,1 до 20 мас.% силикона, и поддержание скорости закачки указанного состава для предотвращения волоконного тампонирования в системе гидроразрыва с шириной 1-2 мм, причем волокно содержит полиэфир, который подвергают гидролизу в скважине после закачки. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 2 н. и 26 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 2 пр.

Изобретение относится к подземным операциям и, в частности, к введению флюидов, содержащих печную пыль, в ствол скважины через компоновку низа бурильной колонны. Технический результат – повышение эффективности способа за счет сокращения времени на бурение, крепление и цементирование с вытесняющими жидкостями. По способу осуществляют бурение ствола скважины в подземном пласте с использованием компоновки низа бурильной колонны, соединенной с трубчатым элементом. Между стенками трубчатого элемента и стволом скважины образуют кольцевое пространство. Закачивают загустевающий вытесняющий флюид внутрь кольцевого пространства ствола скважины через компоновку низа бурильной колонны. При этом загустевающий вытесняющий флюид содержит печную пыль и воду. Компоновка низа бурильной колонны содержит буровое долото. Загустевающий вытесняющий флюид закачивают через буровое долото. При этом загустевающий вытесняющий флюид закачивают в скважину между буровым флюидом и цементной композицией. 13 з.п. ф-лы, 7 ил., 8 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений с использованием заводнения. Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ N-алкил-N,N-ди амин на основе кислот кокосового масла оксамин Л-15 и воду, дополнительно содержит катионное поверхностно-активное вещество - КПАВ алкилдиметилбензиламмоний хлорид С12 - С14 спиртовой, при следующем соотношении компонентов, масс. : НПАВ 0,01-0,5; КПАВ 0,1-0,5; вода - остальное. Технический результат - снижение межфазного натяжения на границе «нефть-вода», уменьшение степени набухания глинистых минералов, и в конечном итоге более эффективное вытеснение нефти из глинизированного пласта. Дополнительно состав имеет бактерицидные свойства и является ингибитором коррозии. 1 ил., 2 табл., 3 пр.

Наверх