Состав и способ приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин



Состав и способ приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин
Состав и способ приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин
Состав и способ приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин
Состав и способ приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин
Состав и способ приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин
Состав и способ приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин
Состав и способ приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин
Состав и способ приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин
Состав и способ приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин

Владельцы патента RU 2626475:

Закрытое акционерное общество "Химеко-ГАНГ" (RU)

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин. Технический результат - повышение пенообразующей способности, обеспечение эффективного удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин при различной минерализации скважинной жидкости, в широком диапазоне содержания углеводородной фазы, сохранение физико-химических свойств пенообразователя при повышенных температурах. Состав для приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин, содержащий поверхностно-активное вещество - ПАВ, мочевину, карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, в качестве ПАВ содержит МОРПЕН, представляющий собой смесь водо- и маслорастворимых алкилсульфатов и сульфоэтоксилатов натрия, при следующем соотношении компонентов, масс. %: МОРПЕН 24,9-28,4, мочевина 71,1-74,6, КМЦ 0,5-1,0. Способ приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин из указанного выше состава, включающий растворение мочевины в ПАВ МОРПЕН при температура 80-90°С до образования истинного раствора, постепенное введение в полученный раствор при перемешивании КМЦ, а затем заливку полученной смеси в формы и полное отверждение состава. 2 н.п. ф-лы, 5 табл., 4 пр.

 

Настоящее изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин.

Известен твердый пенообразующий состав для удаления жидкости из скважин и способ его получения. Данный состав содержит порошкообразную основу КССБ, поверхностно-активные вещества (ПАВ) на основе алкилфенола, тартрат аммония и карбонат натрия [1].

Недостатки данного твердого пенообразователя:

- низкая пенообразующая способность водогазоконденсатной смеси с содержанием углеводородной фазы более 20 об. %;

- способ приготовления твердого пенообразователя включает в себя контроль температуры в узком диапазоне, и ее превышение может привести к неконтролируемому газообразованию.

Известен состав твердого пенообразователя для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, содержащий: неиногенное поверхностно-активное вещество (ОП-10 или неонол марки АФ-9, или блок-сополимеры окисей этилена и пропилена); смесь сложной соли мочевины с кислотой (оксалат мочевины или нитрат мочевины или гидрохлорид мочевины); нитриты щелочных или щелочноземельных металлов [2].

Недостатком данного состава твердого пенообразователя является то, что он обладает низкими прочностными свойствами, что может привести к его разрушению при транспортировке. Компоненты данного состава образуют гетерогенную смесь, прочностные свойства которой обусловлены лишь физическими силами адсорбционного взаимодействия, таким образом, между молекулами солей мочевины и неионогенными ПАВ образование аддуктов не происходит, что и сказывается на низкой прочности твердого пенообразователя.

Известен состав твердого пенообразователя для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, содержащий мочевину, неионогенное ПАВ (неонол марки АФ 9-12, ОП-10, блоксополимеры окисей этилена и пропилена (CnH2n+1O(С3Н6О)m(C2H4O)рН, где n=5-15; m=9-45; р=30-180)), водорастворимый полимер (карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), полиакриламид АК-631 марки А-1510, поливиниловый спирт марки 18/11) и замедлитель растворения (лигносульфонаты: конденсированная сульфит спиртовая барда (КССБ 2), конденсированная сульфит спиртовая барда (КССБ 5), сульфит спиртовая барда) [3].

Недостатки данного твердого пенообразователя:

- низкая пенообразующая способность водогазоконденсатной смеси с содержанием углеводородной фазы более 20 об. %;

- способ изготовления твердого пенообразователя включает несколько этапов, при которых необходимо строгое соблюдение температурного режима, все это усложняет процесс.

Изобретение направлено на создание состава твердого пенообразователя с высокой пенообразующей способностью, позволяющего обеспечить эффективное удаление водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин при различной минерализации скважинной жидкости, в широком диапазоне содержания углеводородной фазы и сохраняющего свои физико-химические свойства при повышенных температурах.

Результат достигается применением твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин, содержащего ПАВ, мочевину, карбоксиметилцеллюлозу, в качестве ПАВ содержит МОРПЕН, представляющий собой смесь водо- и маслорастворимых алкилсульфатов и сульфоэтоксилатов натрия, при следующем соотношении компонентов, масс. %:

Признаками изобретения "Состав и способ приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин" являются:

1. Мочевина.

2. Водорастворимый полимер.

3. В качестве водорастворимого полимера используется карбоксиметилцеллюлоза.

4. Поверхностно-активное вещество.

5. В качестве ПАВ используется МОРПЕН, представляющий собой смесь водо- и маслорастворимых алкилсульфатов и сульфоэтоксилатов натрия.

6. Способ приготовления твердого пенообразователя.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, а признаки 5, 6 - существенными отличительными признаками изобретения.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предлагается состав твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин, содержащий ПАВ, мочевину, карбоксиметилцеллюлозу, в качестве ПАВ содержит МОРПЕН, представляющий собой смесь водо- и маслорастворимых алкилсульфатов и сульфоэтоксилатов натрия, при следующем соотношении компонентов, масс. %:

и способ приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин, включающий растворение мочевины в ПАВ МОРПЕН при температуре 80-90°C до образования истинного раствора, постепенное введение в полученный состав при перемешивании карбоксиметилцеллюлозы, а затем заливку полученной смеси в формы и ожидание полного отверждения состава.

Выбранные пределы концентраций мочевины объясняются тем, что ее содержание в составе твердого пенообразователя менее чем 71,1 масс. % приводит к образованию пластичной, легкодеформируемой структуры стержня, а увеличение концентрации более чем 74,6 масс. % придает стержню хрупкость, что может привести к его разрушению при транспортировке.

Выбранные пределы концентраций ПАВ МОРПЕН объясняются тем, что его содержание в составе твердого пенообразователя менее чем 24,9 масс. % приводит к снижению пенообразующей способности на единицу массы стержня, что потребует большего количества стержней для обработки скважины, а увеличение концентрации более чем 28,4 масс. % приводит к образованию пластичной, легкодеформируемой структуры стержня, так как данного количества мочевины недостаточно для отверждения указанного количества ПАВ.

1. Выбранные пределы концентраций карбоксиметилцеллюлозы объясняются тем, что при ее содержании в составе твердого пенообразователя менее чем 0,5 масс. % происходит снижение прочностных свойств твердого пенообразователя, а увеличение концентрации более чем 1,0 масс. % приводит к повышению вязкости пены, что может привести к увеличению гидравлического сопротивления в трубопроводе и потребует дополнительных затрат на разрушение образующейся пены.

2. Для исследований использовались:

3. Мочевина, ГОСТ 2081-2010.

4. ПАВ МОРПЕН, представляющий собой смесь водо- и маслорастворимых алкилсульфатов и сульфоэтоксилатов натрия, ТУ 2481-006-45811049-2002.

5. Карбоксиметилцеллюлоза, ТУ 22312-001-53535770-01.

6. Модельные пластовые воды, минерализацией 8,30 г/л.

7. Осветительный керосин КО-25, ТУ 38.401-58-10-01.

Примеры приготовления составов твердых пенообразователей.

Пример 1

Мочевину в количестве 711,0 г (71,1 масс. %) растворяют при перемешивании в 284,0 г (28,4 масс. %) ПАВ МОРПЕН при температуре 80-90°C до получения истинного раствора мочевины. Далее постепенно вводят в полученный состав при перемешивании 5,0 г (0,5 масс. %) карбоксиметилцеллюлозы. Заливают полученную смесь в формы и ожидают полного отверждения состава.

Пример 2

Мочевину в количестве 723,0 г (72,3 масс. %) растворяют при перемешивании в 268,0 г (26,8 масс. %) ПАВ МОРПЕН при температуре 80-90°C до получения истинного раствора мочевины. Далее постепенно вводят в полученный состав при перемешивании 10,0 г (1,0 масс. %) карбоксиметилцеллюлозы. Заливают полученную смесь в формы и ожидают полного отверждения состава.

Пример 3

Мочевину в количестве 745,0 г (74,5 масс. %) растворяют при перемешивании в 248,0 г (24,8 масс. %) ПАВ МОРПЕН при температуре 80-90°C до получения истинного раствора мочевины. Далее постепенно вводят в полученный состав при перемешивании 7,0 г (0,7 масс. %) карбоксиметилцеллюлозы. Заливают полученную смесь в формы и ожидают полного отверждения состава.

Пример 4 (прототип, пример 3)

Мочевину в количестве 428,0 г (42,8 масс. %) растворяют в 48,0 г (4,8 масс. %) воды, нагретой до 70°C. Полученную смесь продолжают нагревать до получения истинного раствора мочевины (106°C). ПАВ (блок-сополимер окиси этилена и пропилена) в количестве 476,0 г (47,6 масс. %) нагревают до 70°C и смешивают с 476,0 г (47,6 масс. %) истинного раствора мочевины. Получают жидкокристаллическую смесь. Смешивают 952,0 г жидкокристаллической смеси и 48,0 г (4,8 масс. %) карбоксиметилцеллюлозы. Формуют образующуюся смесь и выдавливают в полиэтиленовую оболочку длиной 16 см и диаметром 5 см.

Компонентный состав полученных твердых пенообразователей, описанных в примерах 1-4, представлен в таблице 1.

Проводилась оценка пенообразующей способности (кратность и стабильность пены) полученных составов при различной минерализации модельных пластовых вод (8,30 г/л), в широком диапазоне содержания углеводородной фазы (0-80 масс. %) и при различных температурах (Т=25, 80°C), в качестве углеводородной фазы использовался осветительный керосин КО-25.

Кратность пены представляет собой отношение объема пены к объему раствора, пошедшего на ее образование:

где β - кратность пены;

Vп - объем пены, см3 (мл);

Vж - объем жидкости, см3 (мл).

Стабильность (устойчивость) пены - ее способность сохранять общий объем, дисперсность и препятствовать вытеканию жидкости (синерезису). В качестве меры стабильности пены используется период полураспада, который характеризуется временем, за которое выделяется половинный объем используемой в опыте жидкости.

В таблицах 2-5 представлены результаты проведенных исследований.

Из таблиц 2-5 следует, что заявленные составы обладают более высокими показателями пенообразующей способности в среде модельных пластовых вод различной минерализации и с различным содержанием углеводородной фазы (до 80 об. %) по сравнению с прототипом. Также представленные данные в таблицах 4-5 демонстрируют возможность применения данных составов при повышенных температурах.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать состав твердого пенообразователя с высокой пенообразующей способностью, позволяющий обеспечить эффективное удаление водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин при различной минерализации скважинной жидкости, в широком диапазоне содержания углеводородной фазы и сохраняющий свои физико-химические свойства при повышенных температурах, и технологичный способ его приготовления.

Источники информации

1. Патент RU №2173694 С2, Е21В 43/00, С09K 7/08, 20.09.2001 г. - аналог.

2. Патент RU №2100577 C1, Е21В 43/00, Е21В 37/00, 27.12.1997 г. - аналог.

3. Патент RU №2323244 C1, С09K 8/94, 27.04.2008 г. - прототип.

1. Состав для приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин, содержащий поверхностно-активное вещество - ПАВ, мочевину, карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, отличающийся тем, что в качестве ПАВ содержит МОРПЕН, представляющий собой смесь водо- и маслорастворимых алкилсульфатов и сульфоэтоксилатов натрия, при следующем соотношении компонентов, масс. %:

2. Способ приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин из состава по п. 1, включающий растворение мочевины в ПАВ МОРПЕН при температура 80-90°С до образования истинного раствора, постепенное введение в полученный раствор при перемешивании карбоксиметилцеллюлозы, а затем заливку полученной смеси в формы и полное отверждение состава.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин. Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин заключается в том, что в нефтяную добывающую скважину закачивают два реагента.

Настоящее изобретение относится к композиции, содержащей соединения аминов, и их применению в буровых жидкостях. Композиция для применения в или в качестве буровой жидкости типа «вода в масле», содержащая: (А) одно или более первичных, вторичных или третичных алкоксилированных соединений аминов, (B) одно или более соединений карбоновых кислот, выбранных из одного или более представителей группы эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с моноспиртами и эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с полиолами, (C) масло, являющееся текучим по меньшей мере при 25°C, (F) воду и дополнительно соли, растворенные в воде в концентрации более 1 мас.%, и композиция является эмульсией типа «вода в масле», в которой масло образует непрерывную фазу, а вода образует дисперсную фазу.

Настоящее изобретение относится к способу цементирования трубы или оболочки в газовой скважине, который включает в себя: (а) ввод в ствол скважины цементирующего раствора, включающего в себя воду, цемент и метилгидроксиэтилцеллюлозу (МНЕС) и в котором количество МНЕС находится в интервале от 0,05 до 1,50 процентов по массе цемента, при этом плотность цементирующего раствора находится в интервале от 0,72 г/см3 (6,0 ppg) до 1,74 г/см3 (14,5 ppg), и (b) предоставление возможности раствору затвердеть в твердую массу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - замедление скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличение степени охвата обработкой пласта, предотвращение образования кольматирующих отложений с усиленным эффектом стабилизации железа, возможность использования для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными коллекторами.

Изобретение относится к обработке нефтедобывающих скважин, а именно к композициям, обеспечивающим деструкцию высоковязких жидкостей на водной основе, применяемых в гидравлическом разрыве пласта – ГРП.

Изобретение относится к вспененным тампонажным материалам, применяемым при креплении обсадных колонн. Технический результат: улучшение эксплуатационных характеристик пеноцементного тампонажного материала и повышение технологичности его использования, в частности: получение прочного и долговечного контакта пеноцемента с горной породой и обсадной колонной во всем интервале цементирования за счет улучшения прочностных показателей пеноцемента и повышения его однородности, снижение реологических и фильтрационных характеристик пеноцементного раствора, а также сокращение сроков схватывания.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к жидкостям для обслуживания скважин. Неводная жидкость для технического обслуживания скважин содержит реологический модификатор, где реологический модификатор содержит продукт реакции полисульфида, димерной кислоты и полифункционального амина, содержащего молекулу, имеющую по меньшей мере две аминные группы, причем неводная жидкость для технического обслуживания скважин содержит буровой раствор на углеводородной основе.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение селективности и глубины проникающей кислотной обработки пласта, повышение степени промывки призабойной зоны от продуктов реакции и загрязнителей, сокращение времени вывода скважины в режим.

Изобретение относится к гидравлическому разрыву подземного пласта. Предложен способ гидравлического разрыва подземного пласта, в котором осуществляют ввод в подземный пласт проппантной фазы, содержащей тонкоструктурную однородную пену, содержащую жидкость на водной основе с повышенной вязкостью, имеющую сверхлегкий проппант - СЛП, взвешенный в указанной жидкости, и газообразную среду, составляющую по меньшей мере около 85 об.% комбинации газообразной среды и жидкости на водной основе в тонкоструктурной однородной пене, где диаметр пузырьков в по меньшей мере 70% объема газа тонкоструктурной однородной пены меньше чем или равен 0,18 мм, и проппантную фазу вводят в подземный пласт под давлением, достаточным для образования или расширения трещины.

Изобретение может быть использовано при утилизации отходов промышленного производства. Шлак производства феррованадия силикоалюминотермическим способом используют в качестве нейтрализующего материала для рекультивации закисленных почв терриконников. Изобретение позволяет расширить арсенал нейтрализующих материалов, используемых для рекультивации закисленных почв. 2 табл., 1 пр.

Группа изобретений относится к бурению скважин и разработке месторождений углеводородов. Технический результат – разложение жидкости обработки при конкретных температурных условиях с одновременным ее удешевлением и возможностью использовать ее в больших количествах. Дисперсионную жидкость для бурения получают диспергированием в водной среде способного к гидролизу смоляного материала, содержащего способную к гидролизу в малой степени смолу, способную к гидролизу смолу, ускоряющую разложение эфиров, а также способную к гидролизу смолу, высвобождающую кислоту, в виде полиоксалата. Способ обработки скважины включает в себя операцию ввода указанной выше дисперсионной жидкости в скважину под давлением для осуществления гидролиза способного к гидролизу смоляного материала в воде при температуре не ниже 40°C. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 1 ил., 8 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта. Технический результат – повышение однороднсти состава и обеспечение возможности регулирования времени сшивки. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в скважину водного полимердисперсного состава, содержащего полиакриламид - ПАА, сшивающий агент и микроармирующую добавку, и продавку его в пласт водой, используют полимерную композицию, содержащую, масс. %: ПАА частично гидролизованный 12,00-17,00, микрокремнезем или микрокальцит - остальное, в качестве сшивающего агента используют ацетат хрома(III) или сшивающую композицию состава, масс. %: ацетат хрома(III) 2,00-10,00 и 20,0-23,0%-ная соляная кислота - остальное, указанный состав получают введением в воду пресную или минерализованную с плотностью до 1,012 г/см3 указанной полимерной композиции, содержащей микрокремнезем, при перемешивании ее до полной гидратации ПАА и затем введением сшивающего агента - ацетата хрома(III) или указанной сшивающей композиции при закачке в скважину, при следующем соотношении компонентов, масс. %: указанная полимерная композиция, содержащая микрокремнезем 1,0-7,0, ацетат хрома(III) 0,01-0,1 или указанная сшивающая композиция 0,5-1,5, указанная вода остальное, или введением в воду пресную или минерализованную с плотностью до 1,012 г/см3 указанной полимерной композиции, содержащей микрокальцит, при перемешивании ее до полной гидратации ПАА и затем введением сшивающего агента - ацетата хрома(III) при закачке в скважину, при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанная полимерная композиция, содержащая микрокальцит 1,0-7,0, ацетат хрома(III) 0,01-0,1, указанная вода - остальное. 2 табл., 9 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами и для ограничения водопритока в добывающей скважине. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов, повышение эффективности охвата пласта воздействием и расширение технологических возможностей способа. В способе регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, включающем приготовление и закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего ксантан, ацетат хрома, поверхностно-активное вещество – ПАВ и воду, и технологическую выдержку для гелеобразования, предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины. По одному варианту при приемистости 150-300 м3/сут до закачки гелеобразующего состава закачивают оторочку водного раствора щелочного реагента с концентрацией 0,05-5,0 мас. % в объеме 5-10 м3, затем осуществляют закачку гелеобразующего состава, дополнительно содержащего бактерицид - формалин или глутаровый альдегид, при содержании компонентов, мас. %: ксантан - 0,2-0,4, ацетат хрома - 0,02-0,04, ПАВ - 0,1-0,2, бактерицид - 0,05-2,0, вода пресная - остальное, после этого осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ, содержащего, мас. %: щелочной реагент - 0,1-2,0, ПАВ - 0,005-3,0, вода с минерализацией 0,15-300 г/л - остальное, при объемном соотношении гелеобразующего состава к оторочке водного раствора щелочного реагента и ПАВ, выбранном в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и составляющем 1:(0,5÷3), продавливают указанную оторочку в пласт водой с минерализацией 0,15-300 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку от 2 до 5 сут. По другому варианту при приемистости 300-500 м3/сут до закачки гелеобразующего состава закачивают в пласт оторочку водного раствора щелочного реагента с концентрацией 0,05-5,0 мас. % в объеме 10-20 м3, осуществляют закачку гелеобразующего состава, дополнительно содержащего бактерицид - формалин или глутаровый альдегид, при содержании компонентов, мас. %: ксантан - 0,3-1,0, ацетат хрома - 0,03-0,1, ПАВ - 0,15-2,0, бактерицид - 0,05-2,0, вода пресная - остальное, после этого осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ при их содержании, мас. %: щелочной реагент - 0,1-2,0, ПАВ - 0,005-3,0, вода с минерализацией 0,15-300 г/л - остальное, при объемном соотношении гелеобразующего состава к указанной оторочке, выбранном в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и составляющем 1:(2÷4), продавливают в пласт указанную оторочку водой с минерализацией 0,15-300 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку от 2 до 7 сут. По третьему варианту при приемистости 500-600 м3/сут предварительно закачивают в пласт оторочку дисперсного состава в объеме 50-100 м, затем оторочку водного раствора щелочного реагента с концентрацией 0,05-5,0 мас. % в объеме 20-30 м3, после осуществляют закачку гелеобразующего состава, дополнительно содержащего бактерицид - формалин или глутаровый альдегид и полимер, при содержании компонентов, мас. %: ксантан - 0,5-2,0, ацетат хрома - 0,05-0,2, ПАВ - 0,5-4,0, бактерицид - 0,05-2,0, полимер - 0,1-1,0, вода пресная - остальное, после закачки гелеобразующего состава осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ при их содержании, мас. %: щелочной реагент - 0,1-2,0, ПАВ - 0,005-3,0, вода с минерализацией 0,15-300 г/л - остальное, при объемном соотношении гелеобразующего состава к указанной, выбранном в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и составляющем 1:(3÷5), продавливают в пласт указанную оторочку водой с минерализацией 0,15-300 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку от 4 до 12 сут. Используют в качестве щелочного реагента гидроксид натрия или тринатрийфосфат, или стекло натриевое жидкое, в качестве оторочки дисперсного состава - водную дисперсию наполнителя с концентрацией 0,01-10,0 мас. % или водную дисперсию наполнителя и полимера при соотношении компонентов, мас. %: наполнитель - 0,01-10, полимер - 0,005-1,0, вода с минерализацией 0,15-300 г/л – остальное, в качестве наполнителя - доломитовую или древесную муку, или бентонитовый глинопорошок, в качестве полимера - полиакриламид или натрий-карбоксиметилцеллюлозу, или гидроксиэтилцеллюлозу, в качестве ПАВ - указанные оксиэтилированные алкилфенолы. 3 н.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта нефтеводонасыщенных пластов, а также к составам и способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Предложенный способ изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта заключается в закачке кремнийсодержащей композиции с водным раствором неорганического сшивателя и пластификатора, при этом в качестве кремнийсодержащего вещества используют кремнийорганическое маслорастворимое или водорастворимое вещество или кремнийнеорганическое вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%: 55-89 кремнийорганического маслорастворимого или водорастворимого вещества или кремнийнеорганического вещества, 10-40 водного раствора неорганического сшивателя, 1-5 пластификатора. Техническим результатом является улучшение изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта при регулируемом механизме отверждения закачиваемой композиции в области низких температур до 40°С и высоких температур до 90-100°С. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 5 табл., 5 пр.

Группа изобретений относится к добыче нефти и газа. Технический результат – улучшение проницаемости пластов песчаника, способность к биоразложению и высокая кислотность без образования отложений жидкости обработки. Способ обработки пласта песчаника включает введение в пласт жидкости, содержащей 5-30 мас.% от общего количества жидкости глутаминовой N,N-диуксусной кислоты или её соли (GLDA), 0,1-2 об.% ингибитора коррозии, 0,01-5 об.% поверхностно-активного вещества и, необязательно, общий растворитель, причём поверхностно-активное вещество является неионогенным или анионогенным поверхностно-активным веществом, и имеющей pH между 1 и 14. 4 н. и 16 з.п. ф-лы, 9 ил., 3 табл., 10 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано преимущественно при разработке месторождений нефти с повышенной вязкостью и с высокой минерализацией пластовой воды при паротепловом и пароциклическом воздействии на пласт. Технический результат - увеличение буферной емкости состава в оптимальном для нефтевытеснения интервале рН 9.0-10.5, где ПАВ химически устойчивы и обладают максимальной моющей способностью. Состав для повышения нефтеотдачи пластов содержит поверхностно-активное вещество - ПАВ, борную кислоту, тетраборат натрия - буру Na2B4O7⋅10H2O и воду, в качестве ПАВ содержит комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ - неонола АФ 9-12, или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ – волгоната, или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1 и дополнительно - карбамид и глицерин при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанное комплексное ПАВ 1.0-4.0, борная кислота 1.0-10.0, тетраборат натрия 1.0-10.0, карбамид 5.0-10.0, глицерин 10.0-70.0, вода - остальное. 9 пр., 2 табл., 5 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтедобывающей промышленности при проведении подземного и капитального ремонта скважин. Жидкость для глушения нефтегазовых скважин, содержащая водную основу, полисахаридный гелеобразователь, боратный сшиватель, в качестве полисахаридного гелеобразователя содержит гуаровую камедь и ксантановую камедь при следующем соотношении компонентов, мас.%: гуаровая камедь - 0,65-0,75, ксантановая камедь - 0,09-0,11, боратный сшиватель - 0,35-0,45, вода - остальное. Технический результат – улучшение реологических, псевдопластических характеристик, повышение стабильности жидкости при минимальном воздействии на проницаемость призабойной зоны. 1 пр., 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки с целью увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, снижения скин-фактора и увеличения производительности скважины, возможность использования для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа. Способ комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта включает раздельно-последовательную доставку на забой через насосно-компрессорные трубы гидрореагирующих, на основе алюмогидриднатриевого композита, и горюче-окислительных, на основе комплексных солей, составов. Производят закачку первой смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов плотностью 1,35-1,4 г/см3 с объемом заполнения эксплуатационной колонны от забоя до уровня нижних отверстий перфорации. Сверху на первую смесь закачивают агрегативно устойчивую наносуспензию гидрореагирующего состава плотностью 1,23-1,25 г/см3 при содержании 5-50% дисперсной фазы алюмогидриднатриевого композита в дисперсионной среде дизельного топлива и органического растворителя при количественном содержании компонентов жидкой фазы, взятых в пропорциональном соотношении, обеспечивающем равенство плотностей жидкой и твердой фаз наносуспензии, закачку которой производят в заданном пористостью пласта объеме, превышающем внутренний объем эксплуатационной колонны интервала зоны перфорации, с последующей задавкой агрегативно устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава непосредственно в призабойную зону продуктивного пласта. Производят закачку второй смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов плотностью 1,6-1,8 г/см3 в объеме, достаточном для эффективного реагирования с первой смесью горюче-окислительного и гидрореагирующего составов. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к целевым добавкам к технологическим жидкостям глушения, освоения и заканчивания скважин. Технический результат - стимулирование продуктивности нефтегазоносного пласта за счет совмещения технологических операций с мягкой обработкой породы, позволяющей увеличить фазовую проницаемость, гидрофобизировать обработанную поверхность, удалить капиллярно-связанную воду из пор пласта, удалить осадки и предотвратить их дальнейшее образование. Стимулятор продуктивности нефтеносного пласта, служащий как добавка к технологическим жидкостям, содержит, мас.%: неорганическую соль или смесь солей не менее 70; неионогенное или катионное поверхностно-активное вещество ПАВ с деэмульгирующими и гидрофобизирующими свойствами или смесь указанных ПАВ не менее 1; кислоту не менее 3; глюконат натрия не менее 1. 2 з.п. ф-лы, 4 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-10-19 2017-08-16T11:58:47
Наверх