Состав для кислотной обработки призабойной зоны скважин (варианты)



Владельцы патента RU 2561106:

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственая фирма "ТехноФтор" (RU)

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение скорости растворения и удаления солевых отложений, предотвращение образования труднорастворимых эмульсий в пласте, уменьшение коррозии подземного оборудования. Состав для кислотной обработки призабойной зоны содержит, мас. ч.: водный раствор кислот 100; смесь четвертичных органических аммониевых соединений и поверхностно-активных веществ 0,2-1,5; раствор неионогенного полигликоля в растворителе 0,2-0,5; композицию, включающую 2-гидроксиэтан-1-тиол и 25%-ный раствор аммиака, 0,1-0,6. Водный раствор кислот по первому варианту содержит, мас. %: соляную кислоту 23-28; фтористоводородную кислоту 3-5; оксиэтилендифосфоновую кислоту 0,5-0,7; воду остальное. Водный раствор кислот по второму варианту содержит, мас. %: синтетическую соляную кислоту 12-32; оксиэтилендифосфоновую кислоту 0,5-0,7; воду остальное. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 2 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к составам для кислотной обработки призабойной зоны скважин, и может быть использовано для растворения пород и кольматирующих отложений в призабойной зоне нефтяного пласта.

Известен кислотный реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта (патент РФ на изобретение №2346153, Е21В 43/27, C09K 8/74, 2009), включающий в мас. %: соляную кислоту - 8-76, фтористоводородную кислоту - 1,5-18, поверхностно-активное вещество - 0,3-2,5, ингибитор коррозии - 0,1-2,0 и растворитель - остальное.

Недостатком известного кислотного реагента является образование нерастворимых солей и трудно разрушаемых эмульсий, вызванное воздействием кислоты на продуктивный пласт и металлическое нефтедобывающее оборудование.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны скважины (патент РФ на изобретение №2181832, Е21В 43/27, Е21В 43/25, 2002), включающий, мас. %: соляную кислоту - 5,0-23,0; фтористоводородную кислоту - 2,0-10,0; неионогенное поверхностно-активное вещество - 1,0-5,0; растворитель асфальтено-смоло-парафиновых отложений - 5,0-25,0; вода - остальное. Известный раствор принят в качестве ближайшего аналога.

Однако эффективность удаления солевых отложений с помощью известного кислотного раствора недостаточна ввиду высокого эмульсеобразования при контакте соляной кислоты с нефтью, что приводит к снижению проницаемости терригенных коллекторов. Кроме того, высокая коррозия металлических частей оборудования при обработке скважины известным кислотным составом приводит к получению железосодержащих осадков. Это вызывает образование трудно разрушаемых эмульсий и сгустков при действии кислоты на продуктивный пласт, что снижает проницаемость коллектора и приводит к падению дебитов нефти.

Технической задачей заявляемого технического решения является повышение продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет повышения эффективности удаления солевых отложений в пластах и подземном оборудовании.

Технический результат заключается в повышении эффективности удаления солевых отложений, в том числе повышении скорости растворения и удаления солевых

отложений, предотвращении образования труднорастворимых эмульсий в породах продуктивного пласта и уменьшении коррозии подземного оборудования.

Технический результат достигается тем, что (по первому варианту) в составе для кислотной обработки призабойной зоны, содержащем водный раствор соляной, фтористоводородной, оксиэтиленфосфоновой кислот, согласно изобретению, содержание компонентов в водном растворе кислот составляет, мас. %:

соляная кислота - 23-28;

фтористоводородная кислота - 3-5;

оксиэтилендифосфоновая кислота - 0,5-0,7;

вода - остальное,

при этом состав дополнительно содержит смесь четвертичных органических аммониевых соединений и поверхностно-активных веществ, раствор неионогенного полигликоля в растворителе и композицию, включающую 2-гидроксиэтан-1-тиол и 25%-ный раствор аммиака, при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:

водный раствор кислот - 100;

смесь четвертичных органических аммониевых соединений и поверхностно-активных веществ - 0,2-1,5;

раствор неионогенного полигликоля в растворителе - 0,2-0,5;

композиция, включающая 2-гидроксиэтан-1-тиол и 25%-ный раствор аммиака - 0,1-0,6.

Технический результат (по второму варианту) достигается тем, что в составе для кислотной обработки призабойной зоны, содержащем водный раствор синтетической соляной кислоты и оксиэтиленфосфоновой кислоты, согласно изобретению, содержание компонентов в водном растворе кислот составляет, мас. %:

синтетическая соляная кислота - 12-32;

оксиэтилендифосфоновая кислота - 0,5-0,7;

вода - остальное,

при этом состав дополнительно содержит смесь четвертичных органических аммониевых соединений и поверхностно-активных веществ, раствор неионогенного полигликоля в растворителе и композицию, включающую 2-гидроксиэтан-1-тиол и 25%-ный раствор аммиака, при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:

водный раствор кислот - 100

смесь четвертичных органических аммониевых соединений и поверхностно-активных веществ - 0,2-1,5;

раствор неионогенного полигликоля в растворителе - 0,2-0,5;

композиция, включающая 2-гидроксиэтан-1-тиол и 25% раствор аммиака - 0,1-0,6.

Технический результат обеспечивается тем, что водные растворы кислот в составах для кислотной обработки призабойной зоны по первому и второму вариантам содержат 0,5-0,7 мас. % оксиэтилендифосфоновой кислоты, которая выступает в качестве комплексообразователя и предотвращает образование нерастворимых солей, например фторидов кальция или магния, при реакции кислотного состава с терригенными или карбонатными составляющими породы пласта.

Включение в заявляемые составы хорошо растворимой в минеральных кислотах смеси четвертичных органических аммониевых соединений и поверхностно-активных веществ, представляющей собой ингибитор коррозии, в количестве 0,2-1,5 мас. ч. на 100 мас. ч водного раствора кислот обеспечивает эффективную защиту от коррозии металлических частей нефтедобывающего оборудования, состоящих в основном из черных металлов, снижает межфазное натяжение на границе «кислота-нефть», исключает образование нефтекислотных эмульсий. Снижение межфазного натяжения приводит к снижению или исключению образования нефтекислотных эмульсий, что повышает проницаемость терригенных и карбонатных коллекторов и, как следствие, повышает дебиты нефти. Наибольшую эффективность проявляет в растворах соляной кислоты.

Включение в заявляемые составы композиции, включающей 2-гидроэтан-1-тиол и 25%-ный раствор аммиака, являющейся стабилизатором железа, присутствующей в заявляемых составах в количестве 0,1-0,6 мас. ч. на 100 мас. ч. водного раствора кислот, как по первому, так и по второму вариантам обеспечивает предотвращение железосодержащих осадков в процессе кислотной обработки скважины в результате реакции кислот с металлическими частями нефтяного оборудования. Благодаря стабилизатору железа трехвалентное железо преобразуется в двухвалентное, что не дает ионам железа влиять на пластовый флюид. Это предотвращает образование трудноразрушаемой эмульсии и сгустков.

Введение в заявляемые варианты составов для кислотной обработки призабойной зоны на 100 мас. ч. водного раствора кислот 0,2-0,5 мас ч. неионогенного полигликоля в растворителе, являющегося деэмульгатором, обеспечивает сепарацию эмульсий «вода-нефть».

В совокупности заявляемый состав для кислотной обработки призабойной зоны скважин обеспечивает повышение эффективности удаления солевых отложений, увеличение скорости растворения солевых отложений, предотвращает образование

труднорастворимых эмульсий, забивающих поры пород продуктивного пласта, снижающих проницаемость коллекторов для нефти.

На фиг. 1 приведена таблица с результатами испытаний скорости и степени растворения образца солевых отложений в составах для кислотной обработки призабойной зоны скважин.

Состав для кислотной обработки призабойной зоны скважины готовится следующим образом.

Готовят водный раствор кислот, содержащий 23-28 мас. % соляной кислоты, 3-5 мас. % фтористоводородной кислоты и 0,5-0,7 мас. % оксиэтилендифосфоновой кислоты для состава по первому варианту или водный раствор кислот, содержащий 12-32 мас. % синтетической соляной кислоты и 0,5-0,7 мас. % оксиэтилендифосфоновой кислоты для состава по второму варианту. Далее в раствор, содержащий соляную, фтористоводородную и оксиэтилендифосфоновую кислоту, путем механического смешивания добавляют модификаторы: ингибитор коррозии - 2-15 кг на 1 т раствора, деэмульгатор 2-5 кг на 1 т раствора, стабилизатор железа 1-6 кг на 1 т раствора.

В заявляемых составах для кислотной обработки призабойной зоны скважин используют ингибитор коррозии, выпускаемый согласно ТУ 2458-004-91080855-2011; деэмульгатор, выпускаемый согласно ТУ 2458-003-91080855-2011 и стабилизатор железа, выпускаемый по ТУ 2458-044-63121839-2012.

Пример 1. Получение состава для кислотной обработки призабойной зоны скважины по первому варианту - TF1 марки А.

В полиэтиленовый стакан или флакон на 200-300 мл помещают 0,0989 кг водного раствора ингибированной смеси кислот, содержащей 26% HCl и 4% HF. К полученному раствору при перемешивании фторопластовой мешалкой либо встряхиванием добавляют 0,0005 кг оксиэтилендифосфоновой кислоты, 0,0002 кг ингибитора коррозии, содержащего смесь четвертичных органических аммониевых соединений и поверхностно-активных веществ (ТУ 2458-004-91080855-2011), 0,0002 кг стабилизатора железа, включающего 2 гидроксиэтан-1-тиол и раствор аммиака (ТУ 2458-044-63121839-2012) и 0,0002 кг деэмульгатора, содержащего раствор неионогенного полигликоля в растворителе (ТУ 2458-003-91080855-2011).

Пример 2. Получение состава для кислотной обработки призабойной зоны скважин по второму варианту - TF1 марки Б

В полиэтиленовый стакан или флакон на 200-300 мл помещают 0,0955 кг водного раствора синтетической соляной кислоты согласно ГОСТ 857-95, содержащей 12% HCl. Далее при перемешивании фторопластовой мешалкой либо встряхиванием добавляют

0,0005 кг оксиэтилендифосфоновой кислоты. Далее добавляют 0,0013 кг ингибитора коррозии, содержащего смесь четвертичных органических аммониевых соединений и поверхностно- активных веществ (ТУ 2458-004-91080855-2011), 0,0005 кг стабилизатора железа, включающего 2 гидроксиэтан-1-тиол и 25%-ный раствор аммиака (ТУ 2458-044-63121839-2012), и 0,0004 кг деэмульгатора, содержащего раствор неионогенного полигликоля в растворителе (ТУ 2458-003-91080855-2011).

Полученные составы подвергали тестам на скорость растворения образцов солевых отложений и возможность образования осадков.

Тесты проводили в лабораторных условиях с образцами солевых отложений, отобранными с нагревательного элемента, входящего в состав установки для обезвоживания нефти. Пробу отбирали в процессе стадии обезвоживания нефти. Образцы брали массой 6 г. Результаты проведенных опытов сведены в таблицу на фиг. 1.

Для испытаний были приготовлены пять составов. Под №№1-3 в таблице на фиг. 1 обозначены известные составы, используемые для кислотной обработки призабойной зоны скважин. Состав, обозначенный в таблице на фиг. 1 под №4, соответствует заявляемому составу, указанному в примере 1 описания. Состав, обозначенный в таблице на фиг. 1 под №5, соответствует заявляемому составу, указанному в примере 2 описания.

В результате проведенных испытаний выявили, что заявляемые составы №4 и №5 для кислотной обработки призабойной зоны скважин растворяют опытный образец в минимальное время с минимальными отложениями соли на стенках опытного стакана. Состав №3 имеет максимальную скорость растворения опытного образца. Однако при растворении опытного образца составом №3 на поверхности опытного стакана образуется осадок в виде черной пленки. Такой осадок, образовавшийся при обработке призабойной зоны скважины, может негативно влиять на продуктивность призабойного пласта.

Таким образом, заявляемое изобретение позволяет повысить эффективность удаления солевых отложений, увеличить скорость и степень их растворения в породах продуктивного пласта и предотвратить образование труднорастворимых эмульсий, за счет чего повышается продуктивность добывающих и приемистость нагнетательных скважин.

1. Состав для кислотной обработки призабойной зоны, содержащий водный раствор соляной, фтористоводородной, оксиэтиленфосфоновой кислот, отличающийся тем, что содержание компонентов в водном растворе кислот составляет, мас. %:
соляная кислота 23-28 ;
фтористоводородная кислота 3-5;
оксиэтилендифосфоновая кислота 0,5-0,7;
вода остальное,
при этом состав дополнительно содержит смесь четвертичных органических аммониевых соединений и поверхностно-активных веществ, раствор неионогенного полигликоля в растворителе и композицию, включающую 2-гидроксиэтан-1-тиол и 25%-ный раствор аммиака при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:
водный раствор кислот 100;
смесь четвертичных органических аммониевых
соединений и поверхностно-активных веществ 0,2-1,5;
раствор неионогенного полигликоля в растворителе 0,2-0,5;
композиция, включающая
2-гидроксиэтан-1-тиол и 25%-ный раствор аммиака 0,1-0,6.

2. Состав для кислотной обработки призабойной зоны, содержащий водный раствор синтетической соляной кислоты и оксиэтиленфосфоновой кислоты, отличающийся тем, что содержание компонентов в водном растворе кислот составляет, мас. %:
синтетическая соляная кислота 12-32;
оксиэтилендифосфоновая кислота 0,5-0,7;
вода остальное,
при этом состав дополнительно содержит смесь четвертичных органических аммониевых соединений и поверхностно-активных веществ, раствор неионогенного полигликоля в растворителе и композицию, включающую 2-гидроксиэтан-1-тиол и 25%-ный раствор аммиака при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:
водный раствор кислот 100;
смесь четвертичных органических аммониевых
соединений и поверхностно-активных веществ 0,2-1,5;
раствор неионогенного полигликоля в растворителе 0,2-0,5;
композиция, включающая
2-гидроксиэтан-1-тиол и 25%-ный раствор аммиака 0,1-0,6.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к растеплению ствола в процессе эксплуатации или ремонта газовых и газоконденсатных скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых высокольдистых горных пород.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ограничений водогазопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах от 56 до 120°C.

Изобретение относится к повышению нефтеотдачи пласта. Способ микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта по четырем его вариантам включает обработку воды, предназначенной для закачки в нефтеносный пласт, для реализации микробиологической активности и добавление кислорода, способствующего микробиологического активности.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение раскрывает гидрофобный проппант и способ его получения. Гидрофобный проппант, характеризующийся тем, что включает агрегированные частицы и смолу покрытия, отвержденную на поверхности агрегированных частиц, смола покрытия содержит гидрофобную смолу и наночастицы, которые равномерно распределены в гидрофобной смоле, наночастицы составляют 5-60% относительно массы смолы покрытия, а отношение агрегированных частиц к смоле покрытия по массе составляет 60-95:3-30 и проппант имеет угол смачивания θ в диапазоне 120°≤θ≤180°.

Изобретение относится к композициям для повышения вязкости водных сред. Композиция содержит смесь по меньшей мере одного катионного или поддающегося катионизации полимера и по меньшей мере одного анионного или поддающегося анионизации полимера.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности очистки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к производству проппантов для гидроразрыва пласта. В способе получения проппанта, используемого при добыче нефти и газа, из измельченного алюмосиликатного сырья и связующего, включающем предварительный обжиг алюмосиликатного сырья, его помол и гранулирование при введении связующего в смеситель-гранулятор, сушку полученных гранул, их рассев и обжиг, охлаждение обожженных гранул и рассев их на товарные фракции, алюмосиликатное сырье измельчают до среднего размера 3-5 мкм, подвергают его сепарации с выделением фракции менее 1,0 мкм, при этом используют фракцию более 1,0 мкм для грануляции, а фракцию менее 1,0 мкм - для получения связующего смешением с 3%-ным водным раствором органического связующего карбоксиметилцеллюлозы, или метилцеллюлозы, или лигносульфонатов технических.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для изоляции водопритоков в нефтяные и газодобывающие скважины, а также может быть использовано для регулирования профилей приемистости в нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к утяжеленным буферным жидкостям, применяемым при цементировании обсадных колонн. Техническим результатом является снижение водоотдачи, повышение плотности, повышение седиментационной устойчивости, образование структуры, способной нести утяжелитель, и исключение коагуляции контактных зон между буровыми и тампонажными растворами в зоне аномально высоких пластовых давлений и температур. Утяжеленная буферная жидкость включает, мас.%: глинопорошок 1,92-2,38, стабилизатор - Натросол 250EXR - 0,1-0,15, утяжеляющую добавку - концентрат галенитовый КГ-2-52,54-68,48 и воду - остальное. 3 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для растворения и удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования, призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов, резервуаров и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений содержит углеводородные растворители и дополнительно включает диметилформамид и газоконденсат, а в качестве углеводородных растворителей содержит толуол и нефрас C2 80-120 при следующем соотношении компонентов, объемных %: нефрас C2 80-120 - 5-15; толуол - 25-35; диметилформамид - 3-7; газоконденсат - остальное. Соотношение компонентов обеспечивает высокую эффективность растворения присутствующих в АСПО составляющих, а именно - асфальтенов, смол и парафинов до 84%. 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к технологии создания забойных фильтров в глубоких скважинах, вскрывших неустойчивые слабосцементированные породы коллектора. Область применения: газовые и нефтяные месторождения, подземные хранилища газа и полигоны захоронения промышленных стоков. Технический результат - разработка состава бетонной смеси для получения огнезащитного покрытия повышенной термостойки, имеющего улучшенные физико-механические характеристики и позволяющего повысить предел огнестойкости железобетонных конструкций. Состав для создания скважинного фильтра, включающий вяжущее - портландцемент, волокнистый наполнитель - фиброволокно, дополнительно содержит Микродур, высокорастворимую соль - углекислый калий (поташ), имеющий включения природных изотопов, замедлитель - борную кислоту с нейтронопоглощающими свойствами, затворяемые на насыщенном растворе вышеуказанной соли, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: вяжущее - портландцемент 43,79-45,77, микродур 4,57-7,31, волокнистый наполнитель - полимерное полипропиленовое фиброволокно диаметром 17-21 мкм и длиной 12 мм 0,23-0,37, высокорастворимая соль - углекислый калий (поташ) K2CO3 2,29-2,92, замедлитель - борная кислота H3BO3 1,37-1,82, насыщенный раствор углекислого калия K2CO3 γ=1,45 г/см3 43,79-45,77. 1 табл.

Изобретение относится к безглинистым биополимерным буровым растворам, которые используются для бурения в сложных горно-геологических условиях. Технический результат изобретения - повышение структурно-реологических свойств и термостойкости, обеспечение солестойкости, снижение вредного влияния на окружающую среду, уменьшение количества и концентрации компонентов, необходимых для приготовления бурового раствора, при сохранении ингибирующих, смазочных, фильтрационных и противоприхватных свойств. Биополимерный буровой раствор содержит, мас.%: полианионную целлюлозу низкой степени вязкости (степень замещения 0,9, динамическая вязкость <100 мПа·с - по методу Брукфильда) 0,2-1,5; полианионную целлюлозу высокой степени вязкости (степень замещения 0,9, динамическая вязкость >1000 мПа·с - по методу Брукфильда) 0,2-1,5; биополимер ксантанового типа 0,1-0,6; смазочную добавку 0,07-3,5; соли щелочных и/или щелочноземельных металлов KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит 3,0-40,0; гидроксид натрия 0,1-0,6; ингибитор реагент гликойл 0,5-1,0; бактерицид 0,01-0,2; разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий до 80; воду остальное. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 5 табл., 3 пр.

Изобретение относится к биополимерным буровым растворам, используемым при бурении скважин, в том числе горизонтальных, наклонно-направленных, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов. Технический результат - улучшение структурно-реологических свойств биополимерного бурового раствора, повышение удерживающей и транспортирующей способности при одновременном сохранении фильтрационных свойств. Биополимерный буровой раствор содержит, мас. %: полимерный понизитель фильтрации - карбоксиметилцеллюлозу со степенью замещения 300-1300 в виде двух типов карбоксиметилцеллюлоз с различной степенью замещения в соотношении 1:1 2,4-3,2; биополимер ксантанового типа 0,2-0,5; смазочную добавку - реагент гликойл 0,5-1,0; разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий до 40,0, бактерицид 0,01-0,2; гидроксид натрия 0,01-0,06; воду - остальное. 3 з.п. ф-лы, 3 табл., 8 пр.
Настоящее изобретение относится к способу цементирования, включающему введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей невспученный перлит, цементную печную пыль, пумицит и воду, и предоставление возможности композиции схватиться. В варианте осуществления настоящего изобретения способ цементирования включает введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей цементную печную пыль, измельченный невспученный перлит, портландцемент, перемолотый с пумицитом, и воду; и предоставление возможности композиции схватиться. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение прочности при сжатии отвердевшей композиции, используемой при цементировании. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 6 пр. 6 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к обработке добывающих и нагнетательных скважин с трудноизвлекаемыми запасами нефти. В способе увеличения нефтеотдачи пласта, включающем последовательную закачку в пласт циклами не менее двух, разбитых на равные порции оторочек полимера в воде и солевого сшивающего агента в воде с буфером воды между ними, в качестве солевого сшивающего агента используют реагент АМГ и дополнительно осуществляют закачку оторочек глинистого агента в воде и оторочек реагента многофункционального действия и спирта алифатического и/или ароматического, или отхода производства, их содержащего, с обеспечением снижения межфазного натяжения в системе «нефть-вода» до 0,005 мН/м, в следующей последовательности оторочек и при следующих их составах, мас.%: 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ в воде, 3) 0,0001-20 глинистого агента в воде, 4) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1: (0,06-0,25) или 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ и 0,0001-20 глинистого агента в воде, 3) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1:0,06-0,25. Технический результат - повышение эффективности. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с высокой пластовой температурой, в том числе на поздних стадиях разработки. Реагент для нефтедобычи, содержащий порошкообразный полиакриламид - ПАА, обработанный ионизирующим облучением, содержит порошкообразный ПАА с молекулярной массой 14-25 млн. ед. и степенью гидролиза 20-30%, обработанный ионизирующим облучением дозой 3-20 кГр ускоренными электронами с энергией 5-10 МэВ в составе композиции, содержащей дополнительно 5-20 мас.% от массы ПАА стабилизатора - порошка сульфата алюминия или алюмокалиевых квасцов. Способ нефтедобычи, включающий закачку в нагнетательную скважину оторочки, содержащей водный раствор хлоридов натрия и кальция с минерализацией 4-40 г/л или пластовой воды той же минерализации и указанный выше реагент при его концентрации 0,5-2,0 мас.%. Технический результат - повышение температурного предела работоспособности реагента при сохранении простоты операций. 2 н.п. ф-лы, 4 табл., 4 пр.

Изобретение относится к антиагломерирующей композиции, предназначенной для ингибирования образования гидратов газа в жидкости, состоящей из соединений формулы (I) или (III) и полярного растворителя или смеси полярных растворителей. Где для соединений формул (I) или (III) R представляет собой по меньшей мере один насыщенный или ненасыщенный С8, С10, С12, C14, C16 и C18 алкил или алкенил, Hex представляет собой гексил, Bu представляет собой бутил, COCO представляет собой кокоамин и X- представляет собой противоион, обозначающий по меньшей мере один галогенид или карбоксилат. Также изобретение относится к способу ингибирования образования агломератов гидратов в жидкости, содержащей воду, газ и необязательно жидкие углеводороды. Технический результат заключается в разработке антиагломерирующих композиций, предназначенных для ингибирования образования агломератов гидратов в жидкости, содержащей воду, газ и, необязательно, жидкие углеводороды, где жидкость необязательно содержится в трубопроводе нефти или газа или на нефтеперерабатывающем заводе. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано при проведении ремонтных работ в скважинах с пластовым давлением равным или ниже гидростатического. Технический результат - повышение агрегативной устойчивости, термостабильности, снижение фильтрации, сокращение сроков освоения и выхода скважины на режим в послеремонтный период. Эмульсионный состав для глушения скважины включает, мас.%: газовый конденсат 30-40, сульфацелл 0,5-2,0, неонол 0,5-2,0, поливинилпирролидон 0,05-0,20, вода - остальное. 1 табл., 3 пр.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-08-20 2015-08-19T17:24:39
Наверх