Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для проведения физико-химической обработки в ходе эксплуатации и освоения скважин, и может быть использовано для интенсификации притока нефти из пласта за счет химического воздействия, в т.ч. растворения и диспергации карбонатной и/или терригенной составляющей породы, деструкции и диспергирования глинистой и полимерглинистой составляющих, баритового утяжелителя, кольматирующего прискважинную зону пласта - ПЗП. Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта, включающий комплексон, гидроксид щелочного металла, добавку и воду, дополнительно содержит изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов - КОБС, в качестве комплексона - трилон-Б или гидроксиэтилендифосфоновую кислоту - ГОЭДФК, в качестве гидроксида щелочного металла - гидроксид натрия и гидроксид калия, в качестве добавки - ТН-МС-2 или Сурфасол при следующем соотношении компонентов, мас. %: трилон-Б или ГОЭДФК 5,0-10,0, гидроксид натрия 2,5-5,0, гидроксид калия 2,5-5,0, ТН-МС-2 или Сурфасол 3,5-5,0, изопропиловый спирт или КОБС 3,0-5,0, вода остальное. Технический результат - повышение эффективности и технологичности химической обработки ПЗП, повышение эффективности диспергирования полимерглинистой, армированной частицами барита фильтрационной корки, сформированной в поровом пространстве ПЗП, предотвращение вторичного осаждения кольматирующих веществ в поровом пространстве коллектора, повышение эффективности химического воздействия на пласт. 4 табл.

 

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для проведения физико-химической обработки в ходе эксплуатации и освоения скважин, и может быть использовано для интенсификации притока нефти из пласта за счет химического воздействия, в том числе растворения и диспергации карбонатной и/или терригенной составляющей породы, деструкции и диспергирования глинистой и полимерглинистой составляющих, баритового утяжелителя, кольматирующего прискважинную зону пласта (ПЗП).

Основным методом восстановления естественной проницаемости карбонатной и/или терригенной составляющей породы коллектора в ПЗП в добывающих скважинах является использование кислотной обработки - закачка соляной кислоты или глинокислоты. Использование кислотных обработок приводит к частичному растворению глинистой корки, карбонатного цемента породы и другого кольматирующего материала, который поступает в ПЗП в ходе первичного вскрытия пласта при бурении. Основным недостатком использования глинокислот различных модификаций является процесс вторичного осадкообразования из-за наличия в составах плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Ионы фтора образуют с алюмосиликатами нерастворимые осадки, кольматирующие поровое пространство коллекторов, поэтому для нефтедобывающей промышленности актуальна задача разработки бесфтористых химических составов.

Известен состав для разглинизации пласта (см. «Инструкция по технологии разглинизации с целью повышения производительности скважин». Разработчик - Научно-технологический центр ВНИИнефть, г. Москва, 1999), включающий неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ), едкий натр и воду. В качестве неионогенного ПАВ используют неонол, проксамин, дисолван. Состав содержит следующее соотношение компонентов, мас. %:

неиногенное ПАВ 1-3
едкий натр 0,1-2
вода остальное

Состав удаляет кольматирующие вещества с поверхности породы, переводит их в объем состава и удерживает частицы кольматирующего вещества во взвешенном состоянии. Он обладает низкой степенью разрушения и декольматации глинистых и полимерсодержащих образований и характеризуется вторичным осаждением кольматирующих веществ в поровом пространстве коллектора. Поэтому у состава низкая эффективность при воздействии на продуктивные пласты, вскрытые на полимерных или полимерглинистых буровых растворах, содержащие барит, так как компоненты состава действует в основном на глинистую составляющую бурового раствора и коллектора.

Известен состав для обработки призабойной зоны пласта (патент RU №2232879, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.04.2004 в бюл. №20), получаемый растворением гидроксида щелочного металла в воде, затем введением комплексона трилона-Б при перемешивании до полного растворения и введением оставшейся воды при следующем соотношении компонентов, мас. %:

комплексон трилон-Б 0,35-28,0
гидроксид щелочного металла 0,05-7,0
вода остальное

Указанный состав эффективен только при его циклической закачке с использованием щелочного буферного раствора на метанольной или углеводородной основе при коэффициенте соотношения буферного раствора и состава, равном 1-1,5, и при длительности выдержки как буферной жидкости, так и указанного состава. Кроме того, для применения данного состава требуется значительный объем промывочных растворов, при этом увеличиваются длительность процесса и эксплуатационные затраты на его проведение. Содержание в растворе трилона-Б более 15,0% экономически и технологически неэффективно, так как при этом количество растворяющегося сульфата бария увеличивается весьма незначительно и возникают сложности при приготовлении растворов такой концентрации, к тому же при соответствующей концентрации растворов по щелочи требуются дополнительные затраты при регенерации.

Кроме этого, известный состав характеризуется вторичным осаждением кольматирующих веществ в поровом пространстве коллектора, низкой эффективностью при воздействии на продуктивные пласты, вскрытые на полимерных или полимерглинистых буровых растворах, содержащих барит, так как гидроксиды щелочных металлов действуют в основном на глинистую составляющую бурового раствора и коллектора. Это снижает эффективность химической обработки.

Наиболее близким аналогом является состав для обработки призабойной зоны пласта (патент RU №2581859, МПК С09K 8/528, опубл. 20.04.2016 в бюл. №11), включающий комплексон трилон-Б, гидроксид щелочного металла, добавку - ПАВ - и воду. В составе следующее соотношение компонентов, мас. %:

комплексон трилон-Б 45,0
гидроксид щелочного металла 6,0
ПАВ 3,0
вода остальное

Состав получен приготовлением в процессе приготовления товарной формы - концентрата - с последующим его разбавлением водой в соотношении 1:0,6-111. Концентрат получают растворением 3,1 мас. % гидроксида щелочного металла в 46 мас. % воды добавлением при перемешивании 23 мас. % комплексона трилона-Б, нагревают до 60°С, добавляют при перемешивании оставшуюся часть комплексона трилона-Б и затем последовательно добавляют оставшуюся часть гидроксида щелочного металла.

Основной недостаток этого состава - низкая растворяющая и диспергирующая способность природных материалов как карбонатного, так и терригенного коллекторов из-за низкой смачиваемости и неглубокого проникновения в поровое пространство растворяемого материала, вторичного осаждения кольматирующих веществ.

Кроме этого, процесс приготовления состава характеризуется сложностью и многостадийностью (предварительное приготовление концентрата с последующим его растворением водой).

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности и технологичности состава для химической обработки ПЗП за счет повышения растворяющей способности состава воздействовать на природную составляющую коллектора, повышения эффективности диспергирования полимерглинистой, армированной частицами барита фильтрационной корки, сформированной в поровом пространстве ПЗП, предотвращение (минимизация) процесса вторичного осаждения кольматирующих веществ в поровом пространстве коллектора, повышение эффективности химического воздействия на пласт, а также достижение технологичности приготовления состава.

Технические задачи решаются составом для химической обработки прискважинной зоны пласта, включающим комплексон, гидроксид щелочного металла, добавку и воду.

Новым является то, что состав дополнительно содержит изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов - КОБС, в качестве комплексона используют трилон-Б или гидроксиэтилендифосфоновую кислоту - ГОЭДФК, в качестве гидроксида щелочного металла - гидроксид натрия и гидроксид калия, в качестве добавки - ТН-МС-2 или Сурфасол при следующем соотношении компонентов, мас. %:

трилон-Б или ГОЭДФК 5,0-10,0
гидроксид натрия 2,5-5,0
гидроксид калия 2,5-5,0
ТН-МС-2 или Сурфасол 3,5-5,0
изопропиловый спирт или КОБС 3,0-5,0
вода остальное

Для приготовления состава используют следующие компоненты:

- комплексон трилон-Б (двунатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты) - представляет собой белый кристаллический порошок. Хорошо растворяется в воде и щелочах, рН 1%-ного водного раствора - 4,5, удельная растворимость в воде при 20°С - 100 г/дм3;

- комплексон ГОЭДФК - кристаллический порошок белого цвета, обладает хорошей химической стабильностью при высоком показателе рН. Устойчив к гидролизу и разложению при стандартных условиях освещения и температурном режиме, а также устойчив к окислению хлоридом, воздействию кислот и оснований. Массовая доля основного вещества в высушенном продукте не менее 97%;

- гидроксид натрия (NaOH) - белое твердое вещество, сильное химическое основание, с Тпл=323°С, Ткип=1403°С. Сильно гигроскопичен, на воздухе «расплывается», активно поглощая пары воды из воздуха. Хорошо растворяется в воде, при этом выделяется большое количество теплоты;

- гидроксид калия (КОН) - представляет собой бесцветные, очень гигроскопичные кристаллы с Тпл=380-406°С, Ткип=1327°С, является сильным основанием;

- добавку - ТН-МС-2 - композицию из анионных и неионогенных ПАВ в водно-спиртовом растворителе, содержащую следующие компоненты, мас. %: натрий сульфоэтоксилат - до 25, натрий сульфид - до 25, октаоксиэтиленовый эфир нонилфенола - 10-60, 2-Аминоэтанол - до 5, метанол - 10-50, изопропанол - до 10, вода - 5-45. Представляет собой прозрачную бесцветную жидкость с массовой долей сухого остатка не менее 30,0%, кинематической вязкостью при температуре 20°С не более 30 мм2/с, температурой застывания не выше минус 40°С (ТУ 20.59.42-005-13004554-2017, ПАСПОРТ БЕЗОПАСНОСТИ ХИМИЧЕСКОЙ ПРОДУКЦИИ РПБ №13004554 20 49772 от «25» декабря 2017 г.);

- добавку - Сурфасол, сложную сбалансированную композицию ПАВ и синергетических добавок, содержащую следующие компоненты, мас.%: этиленгликоль - 30-40, альфа-(Нонилфенил)-омега-гидроксиокта (окси-1,2-этандиил) - до 5, 1-Гидроксиэтилиден-дифосфоновая кислота (ОЭДФК) - 1-5, кокоамидопропилбетаин - до 15, вода - остальное. Это однородная жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета плотностью при 20°С в пределах 900-1100 кг/м3, температурой застывания не выше минус 50°С. Обладает высокой проникающей способностью в поровое пространство и растворяющей способностью по отношению к солям (ТУ 2458-012-91222887-2014, ПАСПОРТ БЕЗОПАСНОСТИ ХИМИЧЕСКОЙ ПРОДУКЦИИ РПБ №91222887 24 43900 от «12» октября 2016 г.);

- изопропиловый спирт - органическое соединение, простейший вторичный одноатомный спирт алифатического ряда, бесцветная жидкость с характерным спиртовым запахом, более резким, чем у этанола. Тпл=90°С, Ткип=83°С. Динамическая вязкость при стандартных условиях - 2,4 мПа⋅с;

- КОБС - имеют сложный компонентный состав, мас.%: алифатические спирты - С8 60,1, сложные эфиры - 17,5, кетоны - 15,0, альдегиды - 7,4. Кинематическая вязкость при 20°С - 2,4 мПа⋅с;

- воду техническую пресную.

Сущность предложения заключается в создании состава для химической обработки ПЗП. Повышение эффективности состава обеспечивается следующим механизмом его воздействия на ПЗП: комплексон извлекает ионы металла из нерастворимых солей металлов в коллекторе и замещает их на ионы натрия и калия, которые находятся в компонентах состава. Почти все соли натрия и калия растворимы в воде, что снижает вторичное осадкообразование и растворяет (точнее комплексирует, связывает) ионы металлов, в частности ионы бария (сульфат бария (барит), кальция (сульфат кальция, оксалаты). Применение в качестве комплексона трилона-Б или ГОЭДФК в составе приводит к одинаковому техническому результату.

NaOH и КОН усиливают растворяющую (разглинизирующую) способность состава для химической обработки ПЗП за счет обменных катионов натрия и калия. При этом отдельные глинистые компоненты, находящиеся в полимерглинистой, армированной частицами барита фильтрационной корке самопроизвольно переходят в контактирующий с ними состав. Такая дезагрегация глинистых компонентов и является целью химической обработки составом ПЗП.

Когда NaOH и КОН вступают в контакт с химически активными глинистыми компонентами, благодаря своему малому ионному радиусу натрия и калия они приближаются к поверхности глинистых компонентов на очень небольшое расстояние, благоприятное для энергетической кинетики.

Ион калия - лучший материал для катионообмена на глинах из-за того, что он имеет меньшую энергию гидратации, чем ионы натрия, поэтому легче теряет слой адсорбированной воды. Радиус иона калия в растворе меньше, чем расстояние между слоями кристаллической решетки основных минералов коллектора. Для экономичности компонентов в состав для химической обработки ПЗП ввели NaOH, так как он более дешевый, чем КОН.

Вследствие низкого межфазного натяжения на границе «состав - растворяемый материал», высокой поверхностной активности, высокой растворяющей способности по отношению к солям в коллекторе добавка предназначена для более глубокого проникновения состава для химической обработки ПЗП в поры пласта и загрязняющие, кольматирующие материалы в пласте (полимерглинистую, армированную частицами барита фильтрационную корку). ПАВ в добавке способствует предотвращению образования осадков и стойких эмульсий. Применение в качестве добавки ТН-МС-2 или Сурфасол в составе приводит к одинаковому техническому результату.

Изопропиловый спирт или КОБС являются водорастворимыми спиртами-смачивателями. В выбранном диапазоне концентраций усиливается эффект смачивания за счет дополнительного снижения межфазного натяжения поверхности растворяемых материалов.

Поэтому совокупность свойств этих компонентов усиливает синергетический эффект предлагаемого состава. После вымывания продуктов реакции восстанавливается проницаемость ПЗП, увеличивается приток нефти к забою скважины.

В лабораторных условиях состав для химической обработки ПЗП в объеме 100 см3 готовят следующим образом. В химический стакан на 250 мл помещают расчетное количество порошковых компонентов: комплексон - 5 г (5 мас. %), NaOH - 2,5 г (2,5 мас. %), КОН - 2,5 г (2,5 мас. %). Далее приливают добавку - 3,5 г (3,5 мас. %) и изопропиловый спирт или КОБС - 3 мл (3 мас. %). Затем в химический стакан к порошковым компонентам с добавкой и изопропиловым спиртом или КОБС доливают расчетный объем воды - 83,5 мл (83,5 мас. %). Состав для химической обработки ПЗП перемешивают при комнатной температуре на лопастной мешалке при числе оборотов 100-180 мин-1 до достижения однородности состава за 20-30 мин. Оптимальное количество компонентов и их соотношение в составе для химической обработки ПЗП установлено опытным путем и представлено в табл. 1.

Пример приготовления состава №1 для химической обработки ПЗП в объеме 100 см3. В химический стакан на 250 мл помещают расчетное количество порошковых компонентов: комплексон (трилон-Б) - 5,0 г (5,0 мас. %), NaOH - 2,5 г (2,5 мас. %), КОН - 2,5 г (2,5 мас. %). Далее приливают добавку Сурфасол - 3,5 г (3,5 мас. %) и КОБС - 3,0 мл (3,0 мас. %). Затем в химический стакан к порошковым компонентам с добавкой и КОБС доливают расчетный объем воды - 83,5 мл (83,5 мас. %). Состав для химической обработки ПЗП перемешивают при комнатной температуре на лопастной мешалке при числе оборотов 100-180 мин-1 до достижения однородности состава за 20-30 мин. Остальные составы для химической обработки ПЗП по табл.1 готовят аналогично составу №1.

Для испытания предлагаемого состава для химической обработки ПЗП были использованы два вида образцов кернового материала со скважин Тюгеевского и Северо-Елтышевского месторождений, турнейского горизонта.

Химический стакан с предварительно взвешенным образцом кернового материала и составом для химической обработки ПЗП помещали в вытяжной шкаф с постоянной температурой (24°С). По истечении 240 мин образец кернового материала, обработанный составом для химической обработки ПЗП, переносили на бумажный фильтр. Далее остатки образца кернового материала смывали дистиллированной водой со стенок химического стакана, после чего образец кернового материала на фильтре промывали и сушили до постоянной массы. Растворимость образца кернового материала (Р), мас %, рассчитывали по формуле:

где mнач - масса образца кернового материала до обработки, г; m1 - масса образца кернового материала после обработки, г.

Таким образом, предлагаемый состав обладает в 4,86 раза большей растворяющей способностью данного образца кернового материала, чем состав по наиболее близкому аналогу.

Таким образом, состав для химической обработки ПЗП обладает в 1,93 раза большей растворяющей способностью данного образца кернового материала, чем состав по наиболее близкому аналогу.

Основные характеристики состава для химической обработки ПЗП и состава по наиболее близкому аналогу приведены в табл. 4.

Приведенные в табл. 1 и 4 данные свидетельствуют о том, что состав для химической обработки ПЗП по сравнению с составом наиболее близкого аналога обладает большей физико-химической активностью по отношению как к карбонатным материалам коллектора, так и терригенным (растворяющая способность) без видимого вторичного осадкообразования полимерглинистой, армированной частицами барита фильтрационной корки (диспергирующая способность) при ратм=101325 Па, Твозд=24°С.

Предлагаемая дозировка добавки (ТН-МС-2 или Сурфасол) и водорастворимых спиртов-смачивателей (КОБС и изопропилового спирта) положительно влияет на степень снижения межфазного натяжения состава для химической обработки ПЗП на границе с образцом кернового материала, которая составляет от 0,1 до 0,9 мН/м. У состава наиболее близкого аналога в несколько раз выше - 1,45-1,89 мН/м.

Результаты исследований показали, что изменение концентраций компонентов в составе для химической обработки ПЗП нецелесообразно, т.к. при увеличении концентрации компонентов снижается технологичность или устанавливается стабилизация параметров на одном уровне (составы №№14, 15, 20-23, 28-30, 36-39).

При уменьшении концентрации компонентов в составе ниже указанных пределов наблюдается ухудшение физико-химических свойств состава, особенно растворяющей и диспергирующей способности (составы №№12, 13, 16-19, 24-27, 31-35).

Результаты лабораторных исследований по обоснованию физико-химических свойств состава для химической обработки ПЗП по сравнению с составом по наиболее близкому аналогу дополнены результатами физического моделирования на керновой установке Vinci CFS-700.

Методика исследования. В первую очередь определяли начальную проницаемость образцов керна (Kпр1) по керосину на установке Vinci CFS-700. Для этого осуществляли фильтрацию керосина через образец керна.

Образец керна в ходе эксперимента загружали в гидростатический кернодержатель, обеспечивающий всесторонний равномерный обжим. Значения давления обжима и противодавления составляли 30,4059 МПа (4410 psi) и 8,2737 МПа (1200 psi) соответственно. Давление закачки (рабочее) - 10,1325 МПа (1469,59 psi).

Керосин подавался в кернодержатель при постоянном давлении из контейнеров с плавающим поршнем. Регистрировали перепад давления. Заданная температура в опытах составляла 27°С (примерно пластовые условия для месторождений Республики Татарстан).

После достижения стабилизации процесса фильтрации керосина (установления постоянной скорости фильтрации и постоянного перепада давления на торцах образца керна) определяли Кnp1 по керосину. Затем закачивали состав для химической обработки ПЗП. В процессе закачки фиксировали динамику давления и скорость фильтрации. Проводили выдержку предлагаемого состава на реакцию с породой в течение 3 часов. На следующем этапе определяли конечную проницаемость образцов керна (Кпр2) по керосину. Для этого осуществляли фильтрацию керосина через образцы керна, при этом регистрировали перепад давления. После достижения стабилизации процесса фильтрации определяли Кпр2. Далее проводили расчет коэффициента интенсификации (Кинт), равного отношению конечной проницаемости (после предлагаемого воздействия составом) к начальной (до воздействия) - Кпр2пр1.

Фильтрационный опыт проводился с составом для химической обработки ПЗП №9. Был использован образец кернового материала с Екатериновского месторождения, бобриковского горизонта, скважины 4045.

Коэффициент проницаемости до химического воздействия составом: Кпр1=0,385 мкм2.

Коэффициент проницаемости после химического воздействия составом: Кпр2=0,505 мкм2.

Коэффициент интенсификации:

Аналогичный фильтрационный опыт проводился с составом по наиболее близкому аналогу №4. Был использован образец кернового материала с Екатериновского месторождения, бобриковского горизонта, скважины 4045. В результате получен коэффициент интенсификации:

Таким образом, эффективность химического воздействия состава для химической обработки ПЗП в 1,25 раза выше по сравнению с составом по наиболее близкому аналогу.

В итоге получен эффективный и технологичный состав для химической обработки ПЗП за счет увеличения физико-химической активности по растворяющей способности материалов коллекторов и диспергированию загрязняющих, кольматирующих материалов в пласте (полимерглинистой, армированной частицами барита, фильтрационной корки), снижения межфазного натяжения, облегченного выноса продуктов реакций из пласта в процессе освоения скважины (комплексное воздействие спиртов-смачивателей и добавки).

Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта, включающий комплексон, гидроксид щелочного металла, добавку и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов - КОБС, в качестве комплексона - трилон-Б или гидроксиэтилендифосфоновую кислоту - ГОЭДФК, в качестве гидроксида щелочного металла - гидроксид натрия и гидроксид калия, в качестве добавки - ТН-МС-2 или Сурфасол при следующем соотношении компонентов, мас. %:

трилон-Б или ГОЭДФК 5,0-10,0
гидроксид натрия 2,5-5,0
гидроксид калия 2,5-5,0
ТН-МС-2 или Сурфасол 3,5-5,0
изопропиловый спирт или КОБС 3,0-5,0
вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к использованию закупоривающих агентов и смесей, их содержащих, для интенсификации добычи углеводородов из подземных пластов. Способ интенсификации добычи углеводородов из подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии, на которых заливают смесь, содержащую растворимый закупоривающий агент и проппант, в высокопроницаемую зону трещины внутри подземного пласта вблизи ствола скважины, расклинивают в открытом состоянии по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны проппантом смеси и блокируют по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны закупоривающим агентом, закачивают флюид в подземный пласт и в зону пласта с более низкой проницаемостью, расположенную дальше от ствола скважины, растворяют закупоривающий агент, блокирующий по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны вблизи ствола скважины, и добывают углеводороды из высокопроницаемой зоны и зоны с более низкой проницаемостью.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин в условиях воздействия аномально высоких пластовых давлений и температур до 150°С.
Настоящее изобретение относится к способу извлечения битума. Способ включает стадию обработки нефтеносных песков простым гликолевым эфиром, блокированным пропиленоксидом на концах цепи.

Изобретение относится к области строительства скважин на нефть и газ, а именно к способам получения реагентов для обработки буровых растворов. Способ получения крахмального реагента для бурения заключается в модифицировании нативного крахмала.

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.

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.

Настоящее изобретение относится к обработке подземного пласта его гидравлическим разрывом – гидроразрывом. Композиция гидроразрыва пласта, содержащая супервпитывающий полимер, переводимый в расширенное состояние и выполненный с возможностью разрушения в ответ на возникновение условия разрушения, множество частиц проппанта, размещенных в супервпитывающем полимере до высвобождения множества частиц проппанта из него в ответ на его разрушение, средство обработки скважины, содержащее ингибитор осадкообразований, трейсер, рН-буферное средство или их комбинацию, и флюид для перевода супервпитывающего полимера в расширенное состояние, где ингибитор осадкообразований содержит композицию, содержащую карбоксильную, сульфоновую или фосфоновую кислоту, полимер, содержащий карбоксильную, сульфоновую или фосфоновую группу, или их комбинацию, трейсер содержит фторированную бензойную кислоту, перфторированный углеводород, спирт, кетон, органическую кислоту, галогенизированную композицию или их комбинацию и рН-буферное средство представляет собой щелочь или щелочно-земельную соль карбоната, цитрата, глюконата, фосфата или тартрата, оксид щелочно-земельного металла, органический полиэлектролит или их комбинацию.

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 способам предотвращения обрастания металлических труб, трубопровода или емкости в ходе добычи флюидов из подземного пласта. Предложен способ подавления вызываемого загрязнениями обрастания металлических труб, трубопровода или емкости в подземном пласте или отводимых из подземного пласта или подводимых к нему, при этом способ включает: (а) нанесение на оксид металла на поверхности металлических труб, трубопровода или емкости агента для модификации поверхности, который содержит якорный фрагмент и гидрофобный хвост, причем якорный фрагмент представляет собой металл или производное органической фосфорсодержащей кислоты, а гидрофобный хвост представляет собой кремнийорганический материал, фторированный углеводород или оба компонента – кремнийорганический материал и фторированный углеводород, (б) присоединение якорного фрагмента, по крайней мере, к части оксида металла, и (в) подавление обрастания компонентами флюида труб, трубопровода или емкости за счет воздействия гидрофобного хвоста на флюид.

Изобретение относится к области неорганической химии, а именно к способу получения поликристаллов четверных соединений ALnAgS3 (A=Sr, Eu; Ln=Dy, Но) моноклинной сингонии со структурой типа BaErAgS3, которые перспективны для применения в качестве люминофоров, полупроводников и неметаллических ферромагнетиков, оптических материалов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к магнезиальным тампонажным материалам, и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ для изоляции пластовых вод, а также для устранения негерметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца при проведении ремонтно-восстановительных работ в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах с максимальной температурой до 90°C. Магнезиальный тампонажный материал, содержащий порошок магнезитовый каустический, хлористый магний, воду и добавки, отличающийся тем, что в качестве добавок содержит серпентинитомагнезит и оксиэтилидендифосфоновую кислоту - ОЭДФК, а в качестве хлористого магния и воды - природный рассол бишофита плотностью 1300 кг/м3 при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: порошок магнезитовый каустический 26,76-37,50, серпентинитомагнезит молотый 8,92-12,50, ОЭДФК 0,00-1,50, природный рассол бишофита плотностью 1300 кг/м3 остальное. Технический результат - получение тампонажного материала с регулируемыми сроками загустевания и схватывания и формирование цементного камня высокой прочности и высоким коэффициентом водостойкости. 2 табл.

Настоящее изобретение относится к добыче полезных ископаемых и гидролизующимся частицам, используемым при этом. Способ добычи полезных ископаемых, включающий смешивание гидролизующихся частиц и расклинивающего наполнителя с водной дисперсионной текучей средой и введение текучей среды под давлением в рудоспуск, образованный под землей, в котором в качестве гидролизующихся частиц используют сферические частицы, включающие гидролизующуюся смолу и имеющие средний размер частицы D50 в интервале от 300 до 1000 мкм, сферичность не менее 0,8, где гидролизующиеся сферические частицы имеют дисперсионную структуру, включающую гидролизующуюся матричную смолу и легкогидролизующиеся полимерные частицы, диспергированные в матричной смоле и имеющие средний размер частиц от 0,01 до 5 мкм, матричная смола и легкогидролизующийся полимер имеют среднемассовую молекулярную массу (Mw) не менее 5000 и, если их гидролизуемость оценивается коэффициентом сохранения массы после выдерживания в воде при 70ºC в течение 168 ч, гидролизующиеся частицы имеют коэффициент сохранения массы не более 50%, и матричная смола, содержащаяся в гидролизующихся частицах, имеет коэффициент сохранения массы не менее 90%. Гидролизующиеся частицы, используемые для добычи полезных ископаемых, включающие гидролизующуюся смолу, имеющие средний размер частицы D50 в интервале от 300 до 1000 мкм и сферичность не менее 0,8, где гидролизующиеся сферические частицы имеют дисперсионную структуру, включающую гидролизующуюся матричную смолу и легкогидролизующиеся полимерные частицы, диспергированные в матричной смоле и имеющие средний размер частиц от 0,01 до 5 мкм, матричная смола и легкогидролизующийся полимер имеют Mw не менее 5000 и, если их гидролизуемость оценивается коэффициентом сохранения массы после выдерживания в воде при 70ºC в течение 168 ч, гидролизующиеся частицы имеют коэффициент сохранения массы не более 50%, матричная смола, содержащаяся в гидролизующихся частицах, имеет коэффициент сохранения массы не менее 90%. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности добычи полезных ископаемых при использовании гидроразрыва пласта. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 5 ил., 5 пр.
Изобретение относится к обработке воды, получаемой в ходе операций по обработке скважин. Способ обработки добываемой или возвратной воды из подземного пласта, включающий: смешивание добываемой или возвратной воды из подземного резервуара с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом, где указанная вода содержит полимерный загуститель или его остаток, а также разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, дезактивацию указанного разжижителя в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для получения воды, пригодной для рециркуляции, и закачивание рециркуляционной воды в подземный резервуар. Способ обработки флюида со сниженной вязкостью после операции гидроразрыва подземного пласта, через который проходит скважина, с использованием флюида для гидроразрыва, где указанный флюид содержит полимерный загуститель и разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, и указанный способ включает: снижение вязкости флюида для гидроразрыва за счет по крайней мере частичной деградации полимерного загустителя в присутствии витамина В1, илида или витамина В1 и илида, с получением флюида с пониженной вязкостью, дезактивацию витамина В1, илида или витамина В1 и илида в составе флюида с пониженной вязкостью при добавлении в этот флюид серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента, где флюидом со сниженной вязкостью является добываемая или возвратная вода. Способ обработки добываемой или возвратной воды, содержащей остаточный полимерный загуститель, включающий добавление витамина В1, илида или витамина В1 и илида в добываемую или возвратную воду и снижение вязкости добываемой или возвратной воды, а также добавление серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента в добываемую или возвратную воду для дезактивации витамина В1, илида или витамина В1 и илида. Способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, включающий закачивание в скважину флюида для обработки скважины, содержащего первый полимерный загуститель и витамин В1, илид или витамин В1 и илид, под давлением, достаточным для осуществления или инициации разрыва, снижение вязкости флюида для обработки скважины с использованием витамина В1, илида или витамина В1 и илида, извлечение добываемой или возвратной воды из скважины, дезактивацию витамина В1, илида или витамина В1 и илида в составе добываемой или возвратной воды при добавлении в добываемую или возвратную воду серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента, добавление второго полимерного загустителя в добываемую или возвратную воду для получения второго флюида для обработки и закачивание второго флюида для обработки в скважину под давлением, достаточным для осуществления или инициации разрыва пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки добываемой или возвратной воды. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 пр.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для проведения физико-химической обработки в ходе эксплуатации и освоения скважин, и может быть использовано для интенсификации притока нефти из пласта за счет химического воздействия, в т.ч. растворения и диспергации карбонатной иили терригенной составляющей породы, деструкции и диспергирования глинистой и полимерглинистой составляющих, баритового утяжелителя, кольматирующего прискважинную зону пласта - ПЗП. Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта, включающий комплексон, гидроксид щелочного металла, добавку и воду, дополнительно содержит изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов - КОБС, в качестве комплексона - трилон-Б или гидроксиэтилендифосфоновую кислоту - ГОЭДФК, в качестве гидроксида щелочного металла - гидроксид натрия и гидроксид калия, в качестве добавки - ТН-МС-2 или Сурфасол при следующем соотношении компонентов, мас. : трилон-Б или ГОЭДФК 5,0-10,0, гидроксид натрия 2,5-5,0, гидроксид калия 2,5-5,0, ТН-МС-2 или Сурфасол 3,5-5,0, изопропиловый спирт или КОБС 3,0-5,0, вода остальное. Технический результат - повышение эффективности и технологичности химической обработки ПЗП, повышение эффективности диспергирования полимерглинистой, армированной частицами барита фильтрационной корки, сформированной в поровом пространстве ПЗП, предотвращение вторичного осаждения кольматирующих веществ в поровом пространстве коллектора, повышение эффективности химического воздействия на пласт. 4 табл.

Наверх