Состав для ограничения водопритока в добывающие скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, способам ограничения водопритока в трещиноватых пластах, изоляции зон поглощения в терригенных и карбонатных коллекторах, выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и снижения обводненности добываемой продукции. Технический результат при использовании изобретения заключается в снижении обводненности нефтенасыщенных участков пласта и выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин. Состав для ограничения водопритока в добывающие скважины, обеспечивающий вязкость не менее 0,1 Па*с и модуль упругости не менее 0,1 Па, характеризующийся тем, что включает в себя следующие компоненты, мас.%: катионное поверхностно-активное вещество (ПАВ) в количестве 0,5-6,0 или его композиция с анионным ПАВ в количестве 2,0-5,0; анионный водорастворимый полимер в количестве 0,05-0,5; низкомолекулярную соль в количестве 1,0-8,0 с одновалентным катионом; сшивающий агент, в качестве которого используют соли поливалентных металлов в количестве 0,002-0,05; вода - остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 5 з.п. ф-лы, 6 ил.

 

Область техники

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, способам ограничения водопритока в трещиноватых пластах, изоляции зон поглощения в терригенных и карбонатных коллекторах, выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и снижения обводненности добываемой продукции. Изобретение может быть применено для улучшения нефтевытесняющей способности фильтрационных потоков, тампонирования промытых зон, увеличения охвата неоднородных пластов заводнением.

Уровень техники

Известны различные способы повышения нефтеотдачи пластов за счет применения составов, способствующих ограничению водопритока в добывающие скважины. Например, известен состав, формула которого включает полисахарид (0,35-0,40% масс.), борный сшиватель (0,035-0,040% масс.), четвертичное аммониевое соединение (0,043-0,050% масс.), комплексное ПАВ «Нафтенол ВВД» (0,01-0,05% масс.), остальное - пресная или минерализованная вода (см. патент РФ №2246609 от 15.04.2003 г. по кл. Е21В 43/12, опубликован 20.02.2005 г.).

Недостатком указанного состава является сравнительно высокое значение водоотдачи (15,9-31,0 мл за 30 минут), что приводит к уменьшению объема геля, в результате происходит лишь частичная кольматация пор обводненного пласта. Другим недостатком является достаточно высокая скорость образования геля - через 1-2 мин после смешения реагентов. Указанное обстоятельство в промысловых условиях неизбежно затрудняет его доставку в зону водоизоляции и, как следствие, также способствует снижению качества проводимых работ.

Кроме того, в диапазоне предложенных в рецептуре изолирующего состава концентраций полисахарида и борного сшивателя не происходит образования прочной трехмерной структуры геля, нарушается ее однородность, что не позволяет получить системы с удовлетворительными реологическими свойствами. Данный состав также имеет пониженную адгезию к породе пласта.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является состав, применяемый при реализации способа обработки пласта, который включает водный раствор анионного полимера, растворимую в воде неорганическую или органическую кислоту, или смесь кислот, алифатический или ароматический спирт, или содержащий его продукт, соль поливалентного металла. Известная композиция дополнительно содержит поверхностно-активное вещество (ПАВ) или смесь ПАВ, высокодисперсный гидрофобный материал (ВДГМ) и ингибитор коррозии, причем перед введением соли поливалентного металла в водный раствор анионного полимера дозируют спирт или содержащий его продукт, ПАВ или смесь ПАВ, ВДГМ и ингибитор и доводят значение рН реакционной смеси до 0,5-3,0 путем добавления кислоты или смеси кислот при следующем содержании компонентов, мас. %: водорастворимый анионный полимер 0,004-5,0; спирт или содержащий его продукт 0,50-50,0; ПАВ или смесь ПАВ 0,50-10,0; ВДГМ 0,1-3,0; соль поливалентного металла 0,003-0,30; ингибитор 0,1-3,0; остальное - вода (см. патент РФ №2367792 от 30.08.2007 г. по кл. Е21В 43/32, опубликован 20.09.2009 г.).

Основным недостатком указанного состава является то, что в диапазоне значений рН 0,5-3,0 большая часть катионов поливалентных металлов проявляет минимальную склонность к комплексному связыванию с активными карбоксилат-анионами полимерных цепей в результате их протежирования. Это, в свою очередь, препятствует образованию достаточного количества сшивок между макромолекулами и формированию прочных гелей. Кроме того, недостатком применения данного состава является необходимость проведения закачки в два этапа - сначала 0,5-5,0 мас. % наполнителя, в качестве которого используют водопоглощающий полимер, затворенный в углеводородном растворителе, а затем - основной композиции, являющейся сложной многокомпонентной и многофазной системой. Такое решение требует выполнения большого объема подготовительных работ, что связано с заметным удорожанием проводимого геолого-технического мероприятия.

Раскрытие изобретения

Задачей заявляемого технического решения является создание вязкоупругого состава, обеспечивающего возможность повышения коэффициентов охвата и извлечения нефти. Применение заявляемого состава позволит отключить обводненные участки пласта и подключить нефтенасыщенные зоны, ранее не задействованные в процессе разработки.

Технический результат при использовании изобретения заключается в снижении обводненности нефтенасыщенных участков пласта и выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин.

Предлагаемый состав обладает улучшенными технологическими свойствами по сравнению с его аналогами, благодаря сбалансированному сочетанию целевых уровней реологических характеристик формирующихся вязкоупругих гелей, регулируемого времени гелеобразования, устойчивости к деформационным нагрузкам, хорошим нефтевытесняющим свойствам и восприимчивости к углеводородам.

Поставленная задача решается тем, что заявляемый состав, согласно техническому решению, включает водные растворы следующих компонентов (масс. %): катионное ПАВ в количестве 0,5-6,0 или его композицию (смесь) с анионным ПАВ в количестве 1,0-5,0; анионный или неионогенный водорастворимый полимер в количестве 0,05-0,5; низкомолекулярную соль в количестве 1,0-8,0 с одновалентным катионом; сшивающий агент, в качестве которого используют соли поливалентных металлов в количестве 0,002-0,05; вода - остальное.

При этом в качестве катионных ПАВ могут быть использованы эруцил-бис(2-гидроксиэтил) метиламмония хлорид (ЭГАХ), эруцилтриметиламмония хлорид, олеилметил-бис(гидроксиэтил)аммония хлорид, октадецилметил-бис(гидроксиэтил)аммония бромид; октадецил-три(гидроксиэтил)аммония бромид, октадецилдиметил(гидроксиэтил)аммония хлорид, цетилдиметил(гидроксиэтил)аммония бромид, дикозилдиметил(гидроксиэтил)аммония бромид, дикозилметил-бис(гидроксиэтил)аммония хлорид, дикозил-три(гидроксиэтил)аммония бромид, цетилпиридиния хлорид, цетилтриметиламмония бромид, октилтриметиламмония бромид.

В качестве анионных ПАВ могут быть использованы соли мононенасыщенных жирных кислот, алкилкарбоксилаты, алкилсульфаты, алкилсульфонаты, алкилбензолсульфонаты, алкилглицерилсульфонаты.

В качестве анионного водорастворимого полимера могут быть использованы ксантан, ритизан, БП-92, гуар, гидроксипропилгуар, соли полиметакриловой кислоты, соли полиакриловой кислоты. В качестве неионогенного полимера могут быть использованы гидроксипропилцеллюлоза, карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза.

В качестве соли поливалентного металла могут быть использованы соединения хрома(III), железа(III), алюминия(III), титана(IV), циркония(IV).

В качестве низкомолекулярной соли могут быть использованы хлориды натрия, калия, аммония, салицилат натрия.

Эффективным методом получения прочных гелей на основе полисахаридов является сшивание его макромолекул ионами поливалентных металлов. При концентрациях полимера выше концентрации перекрывания полимерных цепей (С*) происходит образование сплошной трехмерной сетки ассоциированных макромолекул, сопровождающееся существенным ростом реологических характеристик таких систем. В присутствии многозарядных катионов происходит уплотнение сетки, уменьшение линейных размеров отдельных ячеек и утолщение их ребер, что приводит к закономерному упрочнению структуры геля иногда на порядки величин. Регулирование технологических параметров таких систем обеспечивается выбором концентраций полимера и сшивателя (сшивающего агента). Однако в присутствии ПАВ, которые в водных растворах образуют подобные полимерным цепям «червеобразные» мицеллы, идет формирование смешанных сеток. Такие гибридные структуры сочетают в себе преимущества как мицеллярных, так и сшитых полимерных систем.

Присутствие ПАВ в предлагаемых составах приводит не только к заметному упрочнению образующихся гелей, но и снижает межфазное натяжение на границе раздела вода/нефть, облегчая их закачку в пласт и улучшая нефтевытесняющие свойства. Кроме того, при контакте с углеводородами любой природы происходит необратимое падение вязкости таких систем в результате солюбилизации углеводородов и перехода формы мицелл из «червеобразной» в сферическую. Следовательно, указанные составы приобретают свойство селективности.

Таким образом, задача ограничения водопритока в скважины решается при использовании заявляемого гелеобразующего состава, обеспечивающего вязкость не менее 0,1 Па⋅с и модуль упругости (модуль накоплений на плато G') не менее 0,1 Па, на основе катионного ПАВ или его композиции с анионным ПАВ, анионного или неионогенного водорастворимого полимера, низкомолекулярной соли и соли поливалентного металла в качестве сшивающего агента.

Краткое описание чертежей

Заявляемое изобретение поясняется следующими чертежами, показывающими возможность достижения технического результата при использовании заявляемого изобретения на конкретных примерах.

Так,

на фиг. 1 приведен график частотной зависимости модуля накоплений G' и модуля потерь G'' для систем: ксантан различной концентрации/ЭГАХ/Cr3+ в 0,64н водном растворе KCl;

на фиг. 2 приведен график сравнительной частотной зависимости модуля накоплений G' и модуля потерь G'' систем: ЭГАХ; сшитый ксантан и ЭГАХ/ксантан/сшиватель;

на фиг. 3 приведен график частотной зависимости модуля накоплений G' и модуля потерь G'' для состава: 0,09% ксантан/1% ЭГАХ/Cr3+ до и после добавления углеводорода;

на фиг. 4 приведен график частотной зависимости модуля накоплений G' и модуля потерь G'' для состава: 0,09% ксантан/1%/ЭГАХ/Cr3+ до и после разрушения структуры геля.

на фиг. 5 приведен график частотной зависимости модуля накоплений G' и модуля потерь G'' для состава: 0,79% октилтриметиламмоний бромид/2,5% олеат калия и 0,15% ритизан/0,79% октилтриметиламмоний бромид/2,5% олеат калия/Cr3+;

на фиг. 6 приведен график частотной зависимости модуля накоплений G' и модуля потерь G'' для состава: 0,79% октилтриметиламмоний бромид/2,5% олеат калия/0,15% ритизан/Cr3+ до и после добавления углеводорода.

Осуществление изобретения

Заявляемый состав получают следующим образом. Готовят базовые водные растворы каждого из компонентов: например, катионного ПАВ, а также полимера, низкомолекулярной соли и соли поливалентного металла до полного растворения реагентов. Затем базовые растворы в требуемых количествах перемешивают до получения составов нужной концентрации в течение 5-10 мин.

После этого в заводненный пласт через буферную задвижку нагнетательной скважины закачивают расчетное количество приготовленной композиции или количество, при котором наблюдается снижение приемистости скважины до заданного уровня.

После закачки гелеобразующего состава осуществляют технологическую выдержку в течение от 1 до 3 суток. Ее продолжительность зависит от степени неоднородности пласта. Чем выше неоднородность, тем больше продолжительность технологической выдержки, она также зависит от типа сшивающего агента и способа воздействия на пласт. При осуществлении данного способа может применяться минерализованная (сточная) вода с минерализацией до 100 г/л.

С использованием метода осцилляционной вискозиметрии получена следующая частотная зависимость (фиг. 1). Концентрация ионов хрома(III) соответствует мольному отношению ксантан : Cr3+ = 5:1. Уже при малых концентрациях ксантана (0,05%) модуль упругости имеет значение, равное 29 Па, он возрастает до 49 Па при увеличении концентрации полимера до 0,09%. Значительное превышение значения G' над G'' указывает на гелеобразное состояние системы.

На фиг. 2 представлены сравнительные данные для систем: ЭГАХ; сшитый ксантан и ЭГАХ/ксантан/сшиватель (сшивающий агент). Для составов на основе ЭГАХ и сшитого ксантана наблюдаются примерно одинаковые значения модуля накоплений ~3-5 Па. Система ЭГАХ/ксантан/сшиватель значительно превосходит их по своим реологическим свойствам. Модуль накоплений для нее составляет 29 Па, т.е. почти на порядок больше, чем значения модуля двух других систем, взятых по отдельности, что свидетельствует о проявлении синергетического эффекта.

На фиг. 5 представлены сравнительные данные для систем: 0,15% ритизан; 0,79% октилтриметиламмоний бромид/2,5% олеат калия и 0,15% ритизан/0,79% октилтриметиламмоний бромид/2,5% олеат калия/Cr3+. Представленные данные свидетельствуют о заметном увеличении модуля накоплений до 25 Па в присутствии сшивающего агента по сравнению как с составом 0,79% октилтриметиламмоний бромид/2,5% олеат калия, так и с 0,15% ритизаном.

Для исследования влияния углеводородов на предлагаемые составы добавляли н-декан в виде поверхностного слоя толщиной 2 мм. Реологические исследования проводили после выдерживания геля в течение 5 дней. Параллельно вводился углеводород с небольшим перемешиванием (лопастная мешалка, скорость вращения - 20 об./мин) в течение 10 мин и последующим выдерживанием в течение 5 дней. Данные осцилляционной вискозиметрии представлены на фиг. 3 и фиг. 6.

По результатам испытаний было установлено, что контакт составов с углеводородом сопровождается радикальным падением модуля упругости до значений ~1-1,5 Па и приближается по величине к модулю потерь, что свидетельствует о практически полном разрушении структуры геля.

Для оценки деформационной устойчивости предлагаемого состава ЭГАХ/ксантан/сшиватель и его способности к обратимому восстановлению структуры оказывалось энергичное механическое воздействие - перемешивание в течение 10 минут с помощью лопастной мешалки при скорости 100 об./мин. Измерения проводили спустя 4 мин или 20 ч. Полученные данные представлены на фигуре 4. Наблюдается почти полное и быстрое восстановление модуля накоплений и модуля потерь предлагаемого состава до начальных значений. Для исходного состава G'=49 Па, после механического воздействия через 4 минуты G'=33-36 Па (на 26-30% ниже исходного показателя), спустя 20 часов после механического воздействия G'=41,5-44 Па (на 10-15% ниже исходного показателя).

Пример 1

Композиция, имеющая следующий состав (в масс. %):

Для подтверждения эффективности предлагаемого состава определяли остаточный фактор сопротивления, который вычисляли по формуле

Rост.=K0/K

где Rост. - остаточный фактор сопротивления;

K0 и K - установившиеся коэффициенты проницаемости пористой среды по воде до и после закачки исследуемого состава.

Тестирование проводили на водонасыщенной линейной насыпной модели пласта, в качестве которой использовали трубу из нержавеющей стали длиной 1000 мм и внутренним диаметром 30 мм, плотно набитой кварцевым песком фракции 0,04-0,26 мм. После фильтрации 5-ти поровых объемов водного раствора хлорида калия (4,75% масс.) при фиксированном перепаде давления определили начальный коэффициент проницаемости, который был равен 2,5 мкм2. После закачки в модель пласта оторочки предлагаемого состава, размер которой составлял 20, 35 и 50% порового объема, продолжали фильтрацию 5 поровых объемов раствора KCl и определяли конечный коэффициент проницаемости, значения которого составили 0,39; 0,21 и 0,12 мкм2 соответственно. Таким образом, в результате проведения серии опытов, отличающихся размерами оторочки, вычислены значения остаточного фактора сопротивления после закачки предлагаемого состава - 6,41; 11,90 и 20,83, что свидетельствует о положительном влиянии композиции на фильтрационные характеристики пористой среды, то есть, о его способности блокировать проницаемость пористых сред и существенно увеличивать охват пласта вытеснением. Возрастание остаточного фактора сопротивления после обработки предлагаемым составом в 5-10 и более раз можно считать эффективным для значимого ограничения приемистости нагнетательных скважин.

Пример 2

Композиция, имеющая следующий состав (в масс. %):

Значения остаточного фактора сопротивления, определение которых проводилось в серии опытов по методике, описанной в примере 1, после закачки предлагаемой композиции составили 5,70; 9,88 и 18,12 соответственно при указанных объемах оторочки. Полученные данные свидетельствуют о формировании в пористой среде устойчивой гелеобразной системы даже при относительно низких концентрациях полимера, но выше концентрации перекрывания (С*), которая для ксантана имеет значение ~0,05% масс.

Пример 3

Композиция, имеющая следующий состав (в масс. %):

Значения остаточного фактора сопротивления, определение которых проводилось в серии опытов по методике, описанной в примере 1, после закачки композиции составили 7,89; 14,63 и 25,44 соответственно при указанных объемах оторочки, что подтверждает существенное увеличение фильтрационного сопротивления водонасыщенных зон пористой среды в результате применения предлагаемого гелеобразующего состава.

Пример 4

Композиция, имеющая следующий состав (в масс. %):

Значения остаточного фактора сопротивления, определение которых проводилось в серии опытов по методике, описанной в примере 1, после закачки композиции составили 12,29 и 28,80 соответственно при объемах оторочки 20 и 35% порового объема. При объеме оторочки 50% порового объема происходила полная закупорка пор, что указывает на значительную механическую прочность формирующегося геля.

Пример 5

Композиция, имеющая следующий состав (в масс. %):

Релогические данные на фиг. 5 указывают, что, как и в системах, представленных в примерах 1 и 2, введение сшивающего агента в состав 0,15% ритизан/0,79% октилтриметиламмоний бромид/2,5% олеат калия сопровождается ростом модуля упругости и модуля потерь и формированием устойчивой структуры геля, обладающего эффективным тампонирующим действием.

Целью создания данного состава является решение задачи повышения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей. Применение предлагаемого состава позволит управлять процессом разработки нефтяных месторождений, изолируя приток вод в добывающие скважины и выравнивая профиль приемистости нагнетательных скважин, способствуя, таким образом, увеличению добычи нефти и снижению ее обводненности.

1. Состав для ограничения водопритока в добывающие скважины, обеспечивающий вязкость не менее 0,1 Па*с и модуль упругости не менее 0,1 Па, характеризующийся тем, что включает в себя следующие компоненты, масс. %: катионное поверхностно-активное вещество (ПАВ) в количестве 0,5-6,0 или его композиция с анионным ПАВ в количестве 2,0-5,0; анионный водорастворимый полимер в количестве 0,05-0,5; низкомолекулярную соль в количестве 1,0-8,0 с одновалентным катионом; сшивающий агент, в качестве которого используют соли поливалентных металлов в количестве 0,002-0,05; вода - остальное.

2. Состав по п. 1, характеризующийся тем, что в качестве катионных ПАВ используют эруцил-бис(2-гидроксиэтил) метиламмония хлорид - ЭГАХ, эруцилтриметиламмония хлорид, олеилметил-бис(гидроксиэтил)аммония хлорид, октадецилметил-бис(гидроксиэтил)аммония бромид; октадецил-три(гидроксиэтил) аммония бромид, октадецилдиметил(гидроксиэтил)аммония хлорид, цетилдиметил(гидроксиэтил)аммония бромид, дикозил-(тригидроксиэтил)аммония бромид, цетилпиридиния хлорид, цетилтриметиламмония бромид, октилтриметиламмоний бромид.

3. Состав по п. 1, характеризующийся тем, что в качестве анионных ПАВ используют соли мононенасыщенных жирных кислот, алкилкарбоксилаты, алкилсульфаты, алкилсульфонаты, алкилбензолсульфонаты.

4. Состав по п. 1, характеризующийся тем, что в качестве анионного водорастворимого полимера используют ксантан, ритизан, БП-92, гуар, гидроксипропилгуар, соли полиметакриловой кислоты, соли полиакриловой кислоты.

5. Состав по п. 1, характеризующийся тем, что в качестве соли поливалентного металла используют соединения хрома (III), железа (III), алюминия (III), титана (IV), циркония (IV).

6. Состав по п. 1, характеризующийся тем, что в качестве низкомолекулярной соли используют хлориды натрия, калия, аммония.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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 нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости, заводненных нефтяных пластов путем регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

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.

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 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 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 и предназначено для ограничения и изоляции водопритоков. Технический результат - повышение эффективности и надежности изоляции зон водопритоков за счет возможности сохранения коллекторских свойств продуктивной части ствола.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине. Способ включает приготовление и закачивание изоляционной композиции в скважину, содержащей 25,0-60,0 мас.% ацетоноформальдегидной смолы и 15,0-25,0 мас.% 10%-ного раствора гидроксида натрия.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного карбонатными коллекторами.

Настоящее изобретение относится к рецептурам регулирования вспенивания для предотвращения или снижения вспенивания и к применению таких рецептур для предотвращения или снижения вспенивания в текучих средах, таких как водные текучие среды и особенно в применениях в нефтяном промысле.

Изобретение относится к области неорганической и полимерной химии, а более конкретно к защите от солеотложения и коррозии добывающих нефтяных скважин. Способ получения и применения реагента для защиты нефтедобывающей скважины и сопряженного оборудования от солеотложения и коррозии включает загрузку в смеситель компонентов смеси при следующем соотношении, мас.%: основа ингибитора коррозии 15-40, основа ингибитора солеотложения 20-50, регулятор кислотности 10-20, регулятор скорости высвобождения ингибиторов 1-10, регулятор удельного веса 10-30, сольвент – остальное.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Сущность изобретения заключается в том, что способ включает последовательную закачку в призабойную зону пласта активной пачки и продавочной жидкости.

Изобретение относится к добыче газообразных углеводородов и/или жидких углеводородов из подземных пластов. Способ добычи газообразных углеводородов и/или жидких углеводородов из подземных пластов, характеризующийся использованием смолы полимолочной кислоты, содержащей компонент, представляющий собой поли-L-молочную кислоту, и компонент, представляющий собой поли-D-молочную кислоту, при этом также характеризующейся удельной теплотой плавления при 190°С или более, измеренной методом дифференциальной сканирующей калориметрии, 20 Дж/г или более.

Настоящее изобретение относится к способу обработки подземных нефтеносных пластов, содержащих карбонатные породы, в котором способ включает в себя по меньшей мере следующие стадии: нагнетание водной композиции, содержащей по меньшей мере одно катионное поверхностно-активное вещество (S) в по меньшей мере часть нефтеносного пласта, возможность взаимодействия композиции с гидрофобными поверхностями в пласте, в котором катионное поверхностно-активное вещество (S) обладает общей формулой (I) и R1, R2, R3, R4 и Хm- имеют следующее значение: R1: группа, выбираемая из группы из R1a и R1b, в которой R1a представляет собой алифатический линейный или разветвленный углеводородный радикал, содержащий от 10 до 22 атомов углерода, и R1b представляет собой алифатический линейный или разветвленный углеводородный радикал, содержащий от 10 до 22 атомов углерода, замещенных от 1 до 3 OH-группами, и R2, R3 и R4 могут быть одинаковыми или различными и выбираются из группы из R2a, R3a, R4a: алкильных групп, содержащих от 1 до 4 атомов углерода, R2b, R3b, R4b: OH-замещенных алкильных групп, содержащих от 1 до 4 атомов углерода, и R2c, R3c, R4c: групп простых алкильных эфиров формулы -СН2СН2ОСН2СН2ОН и -СН2СН2ОСН2СН2ОСН2СН2ОН, и Хm- представляет собой анион, в котором m составляет 1, 2 или 3, при условии, что по меньшей мере одна из групп R1, R2, R3 и R4 содержит OH-группу и общее количество ОН групп в поверхностно-активном веществе (S) составляет от 1 до 4.

Изобретение относится к флюидам для обработки подземных пластов при добыче нефти и газа. Флюид для обработки пласта на водной основе, содержащий смесь или дисперсию в воде, включающую по меньшей мере один полимер, увеличивающий вязкость, представляющий собой водорастворимый или водонабухающий полимер, выбранный из группы, состоящей из сшитых полисахаридов, сшитых по меньшей мере одним сшивающим средством, выбранным из группы, состоящей из боратных, циркониевых, алюминиевых, титановых и хромовых металлоорганических сшивающих средств, или выбранный из группы, состоящей из гуаровой смолы, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксипропилгуара, их комбинаций, или из группы, состоящей из недериватизированного гуара, крахмалов, целлюлозы, дериватизированных гуаров, полиакриламидов, полиакрилатов, функционализированных полиакриламидных полимеров, сополимеров акриламидметилпропансульфоновой кислоты, поливинилового спирта, поливинилпирролидонов, сополимеров малеинового ангидрида и метилвинилового эфира, полиэтиленоксидов, их комбинаций, по меньшей мере один органический разжижающий пероксид и по меньшей мере один промотор из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей, эриторбатных солей, изоаскорбатных солей и их комбинаций, где флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит амина, если промотором является тиосульфатная соль.

Настоящее изобретение относится к области добычи газа и конденсата газового, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений и газоконденсатных месторождений, в продукции которых содержится высокоминерализованная пластовая вода (общая минерализация до 300 г/л) и конденсат газовый (до 50%).

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

Изобретение относится к стимулирующим текучим средам для гидроразрыва углеводородсодержащего пласта и системному оборудованию для них. Технический результат – повышение экономичности, эффективности и безопасности обработки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного терригенными коллекторами. Технический результат - разработка состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, обладающего полной совместимостью с нефтями ПАО «Татнефть», а именно диспергированием отложений смолянистых осадков и исключением образования эмульсий при контакте кислотного состава с нефтью, высокой степенью восстановления ионов железа, низкой скоростью коррозии, а также низкими значениями краевого угла смачивания и межфазного натяжения и высокой проникающей способностью в пласт. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: ингибированную соляную кислоту 37,5-95,8; реагент СНО-ИТПС - 707 А 2,0-9,0; реагент ИТПС-906 К 0,5-6,0; смесь углеводов и раствора поверхностно-активных веществ в минеральной кислоте - реагент ИТПС - 708 А 0,5-2,0; воду остальное. 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, способам ограничения водопритока в трещиноватых пластах, изоляции зон поглощения в терригенных и карбонатных коллекторах, выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и снижения обводненности добываемой продукции. Технический результат при использовании изобретения заключается в снижении обводненности нефтенасыщенных участков пласта и выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин. Состав для ограничения водопритока в добывающие скважины, обеспечивающий вязкость не менее 0,1 Па*с и модуль упругости не менее 0,1 Па, характеризующийся тем, что включает в себя следующие компоненты, мас.: катионное поверхностно-активное вещество в количестве 0,5-6,0 или его композиция с анионным ПАВ в количестве 2,0-5,0; анионный водорастворимый полимер в количестве 0,05-0,5; низкомолекулярную соль в количестве 1,0-8,0 с одновалентным катионом; сшивающий агент, в качестве которого используют соли поливалентных металлов в количестве 0,002-0,05; вода - остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 5 з.п. ф-лы, 6 ил.

Наверх