Способ очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли. В способе очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от глинистых образований удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе и выдерживают упомянутый реагент до разрушения плотной части глинистых образований. Объем очищающего реагента на водной основе выбирают таким образом, чтобы высота жидкостного столба закачанного очищающего реагента на водной основе была выше кровли продуктивного пласта. Осуществляют промывку от продуктов реакции, закачивают в ПЗП водный раствор кислоты и выдерживают упомянутый раствор в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований. Затем осуществляют освоение скважины. Очищающий реагент на водной основе содержит гидроксиламин солянокислый в количестве 12-14 мас. % и хингидрон в количестве 0,1-0,3 мас. %, а водный раствор кислоты содержит нитрилотриметилфосфоновую кислоту в количестве 9-11 мас. %. Повышается эффективность очистки ПЗП от глинистых образований. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к физико-химическим способам очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от глинистых образований в открытом стволе и может быть использовано для восстановления проницаемости ПЗП и повышения производительности эксплуатационных скважин, законченных бурением, на месторождениях и подземных хранилищах газа.

В процессе бурения скважин поровое пространство околоствольной части пласта кольматируется твердой фазой бурового раствора, при этом проницаемость ПЗП снижается за счет образования фильтрационной глинистой корки, проникновения фильтрата бурового раствора, а также за счет диспергирования и набухания составляющих скелета горной породы. Для восстановления проницаемости стенок скважины, ПЗП которой оборудована по типу «открытый ствол», производят очистку ПЗП от глинистых образований.

Известен состав для обработки ПЗП (патент РФ №2047757, Е21В 43/27, опубл. 10.11.1995), содержащий кислоту, поверхностно-активное вещество и воду. В качестве кислоты используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту, а в качестве поверхностно-активного вещества дихлорид-бис - (N,N-диметил-N-карбодецоксиметил-N-этиленаммония) сульфид при следующем соотношении компонентов, мас.:

нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,005-0,15;

дихлорид-бис-(N, N-диметил-N-карбодецоксиметил-N-этиленаммония) сульфид 0,1-0,5;

вода - остальное.

Недостатком известного состава, применяющегося для обработки ПЗП, является невысокая эффективность обработки терригенного коллектора, обусловленная малой концентрацией кислотного состава и, как следствие, слабым физико-химическим воздействием указанного состава на глинистые породы терригенных коллекторов.

Наиболее близким к предложенному способу (прототипом) является способ очистки ПЗП (патент РФ №2617135, Е21В 43/22, опубл. 21.04.2017), в котором удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе, содержащий бисульфат натрия в количестве 15-17 мас. % и гидрохинон в количестве 2-4 мас. %, и выдерживают его до разрушения плотной части глинистых образований. Объем очищающего реагента на водной основе выбирают таким образом, чтобы высота жидкостного столба закачанного очищающего реагента на водной основе была выше кровли продуктивного пласта. Затем осуществляют промывку от продуктов реакции и закачивают водный раствор кислоты, содержащий оксиэтилидендифосфоновую кислоту в количестве 17-19 мас. %. Выдерживают упомянутый водный раствор кислоты в течение времени, необходимого до растворения остаточных глинистых образований, и осуществляют освоение скважины.

Недостатком данного способа является неравномерное разрушение структуры глинистых образований, что не позволяет обеспечить эффективное удаление плотной части глинистых образований (глинистой корки) со стенок скважины, вследствие чего не обеспечивается максимальное восстановление проницаемости призабойной зоны в открытом стволе.

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка эффективного способа очистки ПЗП.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности очистки ПЗП от глинистых образований и, как следствие, максимальное восстановление проницаемости продуктивного пласта, что обеспечивает повышение производительности эксплуатационных скважин, ПЗП которых оборудована по типу «открытый ствол».

Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований, удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе и выдерживают упомянутый реагент до разрушения плотной части глинистых образований. Объем очищающего реагента на водной основе выбирают таким образом, чтобы высота жидкостного столба закачанного очищающего реагента на водной основе была выше кровли продуктивного пласта. После чего осуществляют промывку от продуктов реакции, закачивают в ПЗП водный раствор кислоты и выдерживают упомянутый раствор в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований. Затем осуществляют освоение скважины. Очищающий реагент на водной основе содержит гидроксиламин солянокислый в количестве 12-14 мас. % и хингидрон в количестве 0,1-0,3 мас. %, а водный раствор кислоты содержит нитрилотриметилфосфоновую кислоту в количестве 9-11 мас. %.

Гидроксиламин солянокислый (NH2OH⋅HCl) применяют в качестве химического реагента, способного переводить труднорастворимые окислы в растворимые соли.

Хингидрон (С12Н10О4) применяют в качестве антиокислителя для стабилизации легко окисляющихся веществ.

Нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) применяют в качестве ингибитора солеотложений и как комплексообразующий реагент.

Способ осуществляют следующим образом.

Вначале осуществляют предварительную промывку ПЗП технической водой для удаления рыхлой части глинистых образований со стенок скважины, при этом выполняют не менее 8-10 циклов при создании возможной максимальной скорости прокачки. После удаления рыхлой части глинистых образований на стенках скважины остается ее более плотная часть, для удаления которой в ПЗП закачивают очищающий реагент на водной основе, содержащий гидроксиламин солянокислый с добавкой хингидрона, и выдерживают его до разрушения плотной части глинистых образований, т.е. создают в ПЗП жидкостную ванну. Объем закачки очищающего реагента на водной основе выбирают из условия перекрытия им кровли продуктивного пласта, а именно: объем закачки должен быть таким, чтобы жидкостной столб очищающего реагента на водной основе, закачанного в скважину, был более чем на 10 метров выше кровли продуктивного пласта. Такой объем закачки очищающего реагента на водной основе обеспечивает необходимую степень очистки ПЗП.

В результате физико-химического воздействия происходит разрушение структуры глинистых образований, при этом часть глинистых частиц отслаивается со стенок скважины, теряя способность к слипанию.

После очистки ПЗП от глинистых образований скважину промывают от продуктов реакции технической водой. Далее закачивают в пласт водный раствор нитрилотриметилфосфоновой кислоты и выдерживают его в ПЗП в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований. При этом в ПЗП протекает физико-химическая реакция по растворению глинистых составляющих, занесенных в продуктивный пласт.

Объем водного раствора нитрилотриметилфосфоновой кислоты выбирают в зависимости от конструкции скважины, пористости пласта-коллектора, радиуса ПЗП со сниженной проницаемостью и рассчитывают по формуле:

где V - объем водного раствора нитрилотриметилфосфоновой кислоты, м3; r - планируемый радиус проникновения кислотного раствора, м; m - коэффициент пористости породы, h - мощность обрабатываемого интервала, м.

В результате происходит восстановление проницаемости пласта путем очистки, расширения существующих и образования новых фильтрационных каналов в пористой среде на удаленных участках ПЗП и по всей вскрытой мощности пласта. По истечении заданного времени выдержки в ПЗП водного раствора нитрилотриметилфосфоновой кислоты скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.

В лабораторных условиях экспериментальным путем определили оптимальное содержание компонентов в технологических жидкостях (очищающем реагенте на водной основе и водном растворе кислоты), при которых было бы обеспечено максимальное восстановление фильтрационных характеристик продуктивного пласта.

Лабораторные исследования осуществлялись в следующей последовательности.

Сформировали рабочий образец, имитирующий ПЗП определенной проницаемости.

После формирования рабочего образца профильтровали через него воду и определили начальный коэффициент проницаемости рабочего образца при заданном перепаде давления. Коэффициент проницаемости рассчитали по формуле:

где: μ - коэффициент динамической вязкости прокачиваемой среды, Па⋅с; l, d - длина и диаметр рабочего образца, м; Р - давление на входе, Па; Рат - атмосферное давление, Па; Q - расход жидкости, м3/с.

При том же перепаде давления через рабочий образец профильтровывали насыщенный глинистый раствор плотностью 1150 кг/м3 до образования глинистой корки и выдерживали образец в течение заданного времени. Далее глинистый раствор выдавливали водой (своеобразный буфер, часто применяемый в промысловых условиях). Затем заполняли полость очищающим реагентом на водной основе, содержащим гидроксиламин солянокислый с добавкой хингидрона и оставляли жидкость в покое на реагирование с глинистой коркой в течение заданного времени. Затем сливали очищающий реагент на водной основе из полости. Далее продавливали в рабочий образец водный раствор нитрилотриметилфосфоновой кислоты. После заданного времени выдержки кислотного состава в обратном направлении профильтровывали воду и определяли коэффициент восстановления проницаемости при заданном перепаде давления.

В лабораторных условиях были проведены исследования, подтверждающие высокую эффективность описанного выше способа очистки ПЗП от глинистых образований скважины, для чего были разработаны различные варианты технологических жидкостей (очищающего реагента на водной основе и водного раствора кислоты), отличающиеся количественным содержанием компонентов.

Пример 1.

Осуществляют предварительную промывку ПЗП технической водой (не менее 8-10 циклов при создании возможной максимальной скорости прокачки). Закачивают очищающий реагент на водной основе, содержащий: 11 мас. % гидроксиламина солянокислого, 0,05 мас. % хингидрона и остальное вода. Очищающий реагент выдерживают в течение 5-6 часов, после чего скважину промывают от продуктов реакции. Закачивают в ПЗП водный раствор кислоты, содержащий: 8 мас. % нитрилотриметилфосфоновой кислоты и остальное вода. Выдерживают упомянутый раствор кислоты в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований. После закачки кислотного раствора в пласт скважину выдерживают для реакции в течение 10-12 часов и осваивают ее.

Пример 2.

Осуществляют предварительную промывку ПЗП технической водой (не менее 8-10 циклов при создании возможной максимальной скорости прокачки). Закачивают очищающий реагент на водной основе, содержащий: 12 мас. % гидроксиламина солянокислого, 0,1 мас. % хингидрона и остальное вода. Очищающий реагент выдерживают в течение 5-6 часов, после чего скважину промывают от продуктов реакции. Закачивают в ПЗП водный раствор кислоты, содержащий: 9 мас. % нитрилотриметилфосфоновой кислоты и остальное вода. Выдерживают упомянутый раствор кислоты в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований. После закачки кислотного раствора в пласт скважину выдерживают для реакции в течение 10-12 часов и осваивают ее.

Пример 3.

Осуществляют предварительную промывку ПЗП технической водой (не менее 8-10 циклов при создании возможной максимальной скорости прокачки). Закачивают очищающий реагент на водной основе, содержащий: 13 мас. % гидроксиламина солянокислого, 0,2 мас. % хингидрона и остальное вода. Очищающий реагент выдерживают в течение 5-6 часов, после чего скважину промывают от продуктов реакции. Закачивают в ПЗП водный раствор кислоты, содержащий: 10 мас. % нитрилотриметилфосфоновой кислоты и остальное вода. Выдерживают упомянутый раствор кислоты в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований. После закачки кислотного раствора в пласт скважину выдерживают для реакции в течение 10-12 часов, после чего осваивают ее.

Пример 4.

Осуществляют предварительную промывку ПЗП технической водой (не менее 8-10 циклов при создании возможной максимальной скорости прокачки). Закачивают очищающий реагент на водной основе, содержащий: 14 мас. % гидроксиламина солянокислого, 0,3 мас. % хингидрона и остальное вода. Очищающий реагент выдерживают в течение 5-6 часов, после чего скважину промывают от продуктов реакции. Закачивают в ПЗП водный раствор кислоты, содержащий: 11 мас. % нитрилотриметилфосфоновой кислоты и остальное вода. Выдерживают упомянутый раствор кислоты в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований. После закачки кислотного раствора в пласт скважину выдерживают для реакции в течение 10-12 часов, после чего осваивают ее.

Пример 5.

Осуществляют предварительную промывку ПЗП технической водой (не менее 8-10 циклов при создании возможной максимальной скорости прокачки). Закачивают очищающий реагент на водной основе, содержащий: 15 мас. % гидроксиламина солянокислого, 0,35 мас. % хингидрона и остальное вода. Очищающий реагент выдерживают в течение 5-6 часов, после чего скважину промывают от продуктов реакции. Закачивают в ПЗП водный раствор кислоты, содержащий: 12 мас. % нитрилотриметилфосфоновой кислоты и остальное вода. Выдерживают упомянутый раствор кислоты в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований. После закачки кислотного раствора в пласт скважину выдерживают для реакции в течение 10-12 часов, после чего осваивают ее.

Результаты исследований приведены в таблице.

Из результатов лабораторных исследований, приведенных в таблице, следует, что при применении технологических жидкостей по п. 3 таблицы восстановление проницаемости ПЗП будет недостаточно высоким, а при применении технологических жидкостей по п. 7 таблицы проницаемость будет на уровне, достигнутом применением технологических жидкостей по п.п. 4-6, но при этом расход реагентов увеличится, т.е. применение технологических жидкостей по п. 7 экономически не оправдано.

С учетом результатов указанных выше лабораторных исследований было установлено, что содержание в очищающем реагенте на водной основе гидроксиламина солянокислого в количестве 12-14 мас. % и хингидрона в количестве 0,1-0,3 мас. %, а содержание в водном растворе нитрилотриметилфосфоновой кислоты в количестве 9-11 мас. % (п.п. 4-6 таблицы) является оптимальным для достижения технического результата заявленного способа и позволит повысить эффективность очистки ПЗП и, как следствие, увеличить проницаемость пласта. Повышение проницаемости ПЗП позволит повысить производительность скважин в 1,5 раза.

Заявленный способ очистки ПЗП от глинистых образований обеспечивает повышение производительности эксплуатационных скважин, ПЗП которых оборудована по типу «открытый ствол» за счет повышения эффективности очистки ПЗП.

Способ очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от глинистых образований, в котором удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе и выдерживают упомянутый реагент до разрушения плотной части глинистых образований, при этом объем очищающего реагента на водной основе выбирают таким образом, чтобы высота жидкостного столба закачанного очищающего реагента на водной основе была выше кровли продуктивного пласта, после чего осуществляют промывку от продуктов реакции, закачивают в ПЗП водный раствор кислоты и выдерживают упомянутый раствор в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований, затем осуществляют освоение скважины, отличающийся тем, что очищающий реагент на водной основе содержит гидроксиламин солянокислый в количестве 12-14 мас. % и хингидрон в количестве 0,1-0,3 мас. %, а водный раствор кислоты содержит нитрилотриметилфосфоновую кислоту в количестве 9-11 мас. %.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу добычи нефти из пласта. Способ добычи нефти из нефтеносного пласта, включающий смешивание анионогенного поверхностно-активного вещества - АПАВ, воды, полимера, бикарбоната щелочного металла и жидкого аммиака с образованием композиции для извлечения нефти, имеющей рН менее 10, измеренный при 25°C, введение полученной композиции в нефтеносный пласт, контактирование ее с нефтью в нефтеносном пласте и добычу нефти из нефтеносного пласта после введения указанной композиции.

Изобретение относится к композитному материалу и способу его применения в операциях по обработке скважин. Композитный материал для обработки скважины включает агент для модификации поверхности, покрывающий по крайней мере частично твердую частицу и содержащий гидрофобный хвост и якорный фрагмент для фиксации гидрофобного хвоста к твердой частице, где якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты и дополнительно, где по меньшей мере одно из следующих условий имеет приоритетное значение: (а) гидрофобный хвост содержит перфорированную группу приведенной структуры, (б) гидрофобный хвост является фторсодержащим остатком, характеризующимся приведенной структурой, (в) агент для модификации поверхности характеризуется приведенной формулой или (г) агент для модификации поверхности выбирают из приведенной группы.

Настоящее изобретение относится к способу обработки и жидкости для обработки для увеличения проницаемости пластов органогенного сланца. Способ обработки включает обработку пласта органогенного сланца жидкостью для обработки.

Настоящее изобретение относится к извлечению подземных ресурсов, таких как нефть, природный газ, сланцевый газ, при использовании гидравлического разрыва пласта. Способ извлечения подземных ресурсов с помощью нагнетания текучей среды, заполняющей рудоподводящий канал, в котором формируют трещины и далее с помощью формирования или роста трещин подземные ресурсы извлекают через трещины, в котором блокирующий гидролиз агент вводят под давлением в текучую среду, чтобы блокировать отклоняющий агент, служащий для временного перекрытия трещин, где блокирующий гидролиз агент представляет собой способную к гидролизу смолу, имеющую температуру стеклования (Tg) более низкую, чем температура окружающей среды извлечения, и способная к гидролизу смола, используемая в качестве блокирующего гидролиз агента, имеет индекс кристаллизации ΔHm не более 70 Дж/г, представленный приведенной расчетной формулой.

Настоящее изобретение относится к обработке подземного пласта. Способ обработки кремнистого или содержащего оксиды металлов подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий приготовление водного обрабатывающего флюида, содержащего обрабатывающий агент для модификации поверхности, имеющий якорь, и гидрофобный хвост; и водную среду, содержащую органическую кислоту; закачку водного обрабатывающего флюида в скважину, проходящую через подземный пласт, и связывание обрабатывающего агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта путем прикрепления якоря к пласту, при этом или (а) якорь представляет собой металл и гидрофобный хвост представляет собой кремнийорганический материал, фторированный углеводород или оба - кремнийорганический материал и фторированный углеводород, или (b) якорь представляет собой производное фосфорорганической кислоты и гидрофобная группа прикреплена к нему, металл якоря представляет собой металл Группы 3, 4, 5 или 6, органическую кислоту выбирают из группы, состоящей из уксусной, муравьиной, лимонной, щавелевой, малоновой, янтарной, яблочной, винной, фталевой, этилендиаминтетрауксусной (EDTA), нитрилотриуксусной, гликолевой, N-гидроксиэтил-N, N', N'-этилендиаминтриуксусной, гидроксиэтилиминодиуксусной, диэтилентриаминпентауксусной, циклогексилендиаминтетрауксусной кислот и их смесей.

Настоящее изобретение относится к способам и системам для получения стабилизированной эмульсии и извлечения углеводородного материала из подземного пласта. Способ извлечения углеводородного материала, включающий: объединение множества амфифильных наночастиц, содержащих углеродное ядро, выбранное из группы, содержащей по меньшей мере один из следующих материалов: углеродные нанотрубки, наноалмазы, графит, графен, оксид графена, фуллерены и луковичные фуллерены, где амфифильные наночастицы включают гидрофильные функциональные группы на поверхности указанного углеродного ядра и гидрофобные функциональные группы на другой поверхности указанного углеродного ядра, с несущей текучей средой, содержащей воду или солевой раствор, с получением суспензии, приведение по меньшей мере одного из подземного пласта или пульпы, содержащей битуминозный песок и воду, в контакт с указанной суспензией с получением эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами, и извлечение углеводородов из указанной эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для интенсификации добычи нефти низкопроницаемых пород. Способ включает приготовление рабочих агентов, инжектирование их по продуктопроводу в продуктивный нефтекерогеносодержащий пласт.
Изобретение относится к добыче нефти, газа или воды из скважин, пробуренных в подземном пласте. Способ обработки повреждения пласта месторождения в подземном пласте месторождения, в котором повреждение пласта вызвано следующими причинами: фильтрационными корками буровых флюидов на масляной основе, фильтрационными корками буровых флюидов на водной основе, нефтепромысловыми отложениями, асфальтеном, парафином, воском, резьбовой смазкой, эмульсией или водяным блоком, включает: введение в подземный пласт месторождения флюида для обработки, содержащего воду и по меньшей мере одно из следующих соединений циклодекстрина или крахмала с ферментом, способным генерировать циклодекстрин из крахмала, а также создание условий флюиду для обработки для устранения повреждения пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям воздействия на нефтегазоносные пласты с целью увеличения коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к обработке подземного пласта для модификации поверхности. Способ обработки кремнистого или содержащего оксиды металлов подземного пласта, для повышения добычи углеводородов, через который проходит скважина, включающий закачивание в пласт агента для модификации поверхности, включающего содержащий металл якорный фрагмент и гидрофобный хвост, и связывание металла в составе содержащего металл якорного фрагмента агента для модификации поверхности с кремнистым пластом или с металлом, в подземном пласте, содержащем оксиды металлов.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть применено для дозированной подачи ингибиторов коррозии и метанола в технологические трубопроводы газоконденсатных скважин и в магистральные газопроводы.

Группа изобретений относиться к нефтедобыче. Технический результат - уменьшение налипание битума и/или тяжелых нефтяных материалов на металлические поверхности, такие как буровые головки, бурильная колонна, обсадная колонна и тому подобное, хорошая способность к биологическому разложению и низкая токсичность для водных организмов добавки против образования.

Изобретение относится к способам оценки эффективности ингибитора/диспергатора асфальтена при использовании сырой нефти. Способ оценки эффективности ингибитора/диспергатора асфальтена в сырой нефти, содержит: a) взвешивание первой металлической контрольной пластины; погружение первой металлической контрольной пластины или ее части в первую пробу, в течение первого выбранного периода времени, причем первая проба содержит аликвоту сырой нефти; добавление осаждающего вещества к первой пробе в течение первого выбранного периода времени; извлечение первой металлической контрольной пластины из первой пробы в конце первого выбранного периода времени; и высушивание и взвешивание первой металлической контрольной пластины; b) взвешивание второй металлической контрольной пластины; погружение второй металлической контрольной пластины или ее части во вторую пробу в течение второго выбранного периода времени, где вторая проба содержит аликвоту сырой нефти и ингибитор/диспергатор асфальтена; добавление осаждающего вещества ко второй пробе в течение второго выбранного периода времени; извлечение второй металлической контрольной пластины из второй пробы в конце второго выбранного периода времени; и высушивание и взвешивание второй металлической контрольной пластины; c) определение массы асфальтенов, осажденных на первой металлической контрольной пластине и массы асфальтенов, осажденных на второй металлической контрольной пластине; и d) определение процента ингибирования осаждения асфальтена.
Изобретение относится к добыче нефти, газа или воды из скважин, пробуренных в подземном пласте. Способ обработки повреждения пласта месторождения в подземном пласте месторождения, в котором повреждение пласта вызвано следующими причинами: фильтрационными корками буровых флюидов на масляной основе, фильтрационными корками буровых флюидов на водной основе, нефтепромысловыми отложениями, асфальтеном, парафином, воском, резьбовой смазкой, эмульсией или водяным блоком, включает: введение в подземный пласт месторождения флюида для обработки, содержащего воду и по меньшей мере одно из следующих соединений циклодекстрина или крахмала с ферментом, способным генерировать циклодекстрин из крахмала, а также создание условий флюиду для обработки для устранения повреждения пласта.

Изобретение описывает ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений для парафинистых и высокопарафинистых смолистых нефтей содержит сополимер алкилакрилатов С16-С20 с акрилатом додециламина и толуол, характеризующийся тем, что дополнительно содержит окисленную нефтеполимерную смолу при следующем соотношении компонентов, мас.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на объектах добычи нефти или газа. Устройство включает блок подключения скважинный, корпус которого выполнен в виде трубопровода со сквозным отверстием и соединительными фланцами по краям, насос и емкость для поверхностно-активного вещества.

Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения, например асфальтосмолопарафиновые отложения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам предотвращения образования твердых отложений минеральных солей, содержащих радиобарит, на оборудовании для добычи углеводородов.

Изобретение относится к растворителям для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах. Способ обработки ствола скважины, проникающего в подземный пласт, для устранения асфальтеновых отложений, содержащихся в стволе скважины, включающий обеспечение растворителя асфальтенов, который состоит из диметилсульфида, и введение указанного растворителя асфальтенов в ствол скважины.

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

Изобретение относится к композициям расклинивающего агента, способам уплотнения пласта и добычи жидкостей из подземного пласта. Предложенные композиции включают (1) агрегирующие композиции, способные образовывать деформируемые частичные или полные покрытия на поверхностях пласта, поверхностях пластовых частиц, поверхностях твердой фазы скважинной жидкости и/или поверхностях расклинивающих агентов, где указанные покрытия увеличивают склонность к агрегации и/или агломерации частиц и поверхностей таким образом, что получают кластеры или столбы частиц, имеющие деформируемые покрытия, и (2) композиции, стабилизирующие и/или усиливающие агрегацию, способные изменять свойства покрытых кластеров или столбов таким образом, что получают сцементированные, стабилизированные и/или упрочненные кластеры или столбы.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли. В способе очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе и выдерживают упомянутый реагент до разрушения плотной части глинистых образований. Объем очищающего реагента на водной основе выбирают таким образом, чтобы высота жидкостного столба закачанного очищающего реагента на водной основе была выше кровли продуктивного пласта. Осуществляют промывку от продуктов реакции, закачивают в ПЗП водный раствор кислоты и выдерживают упомянутый раствор в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований. Затем осуществляют освоение скважины. Очищающий реагент на водной основе содержит гидроксиламин солянокислый в количестве 12-14 мас. и хингидрон в количестве 0,1-0,3 мас. , а водный раствор кислоты содержит нитрилотриметилфосфоновую кислоту в количестве 9-11 мас. . Повышается эффективность очистки ПЗП от глинистых образований. 1 табл.

Наверх