Сухокислотный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений


Y10S507/939 -
Y10S507/939 -
Y10S507/928 -
Y10S507/928 -
Y10S507/927 -
Y10S507/927 -

Владельцы патента RU 2652047:

Лапшина Марина Владимировна (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в кислотных обработках призабойной зоны скважин, разглинизации пласта и удалении солеотложений. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки за счет оптимизации кислотного состава, улучшения его реологических свойств и снижения коррозионной активности. Сухокислотный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений, содержащий фторид аммония или бифторид аммония, сульфаминовую кислоту, фосфоросодержащий комплексон - оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ), хлористый аммоний, дополнительно содержит водорастворимый полимер-гидролизованный полиакриламид и ингибитор коррозии - аммоний роданистый, при следующем соотношении, масс. %: фторид аммония 33,3-39,4 или бифторид аммония 33,3-39,4, хлористый аммоний 1,00-1,10, указанный фосфоросодержащий комплексон 0,10-0,11, указанный водорастворимый полимер 3,00-3,34, указанный ингибитор коррозии 5,00-5,55, сульфаминовая кислота - остальное. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в кислотных обработках призабойной зоны скважин, разглинизации пласта и удалении солеотложений.

Известен состав для обработки призабойной зоны скважин карбонатного пласта, содержащий в масс. %: 7-8 раствора уксусной кислоты 20%-ной концентрации, 65-70 легкую пиролизную смолу и 22-28 раствора соляной кислоты 98%-ной концентрации (RU №2269563, С09K 8/72, 2006 г.).

Недостатком состава является опасность образования железистых осадков при температурах выше 60°C, что снижает эффективность кислотной обработки.

Известен кислотный состав, содержащий соляную кислоту, бифторид аммония или плавиковую кислоту, алифатический спирт и кубовый остаток производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза (RU 2013528 C1, 03.07.1991).

Известен состав для обработки терригенных коллекторов с карбонатными включениями в призабойной зоне для освоения скважин при следующем соотношении компонентов, масс. %: галоидоводородная кислота 8-75, ингибитор коррозии 0,5-2,0, фосфоновая кислота и/или неионогенное оксиэтилированное поверхностно-активное вещество 0,5-2,0, растворитель - остальное (RU 2100578 E21В 43/27, 27.12.1997).

Недостатком этих составов является то, что рабочие составляющие компоненты состава - жидкости, что неудобно при его хранении и транспортировке на труднодоступные скважины.

Известен кислотный состав, содержащий бифторид аммония и сульфаминовую кислоту (В.П. Шалинов и др. Физико-химические методы повышения производительности скважин. Тематический научно-технический обзор.- М.: ВНИИОЭНГ, 1974, с. 36-37).

Недостатком данного состава является опасность вторичного осадкообразования, возникающая вследствие гидролиза сульфаминовой кислоты при температуре выше 60°C, что снижает эффективность кислотного воздействия.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин, содержащий фторид аммония или бифторид аммония, или бифторид-фторид аммония, сульфаминовую кислоту, фосфороросодержащий комплексон - производное фосфоновой кислоты и хлористый аммоний при следующем их количестве в водном растворе сухокислотного состава, масс. %:

фторид аммония 0,56-18,50
бифторид аммония 0,43-14,25
бифторид-фторид аммония 0,51-17,00
сульфаминовая кислота в эквимолекулярном соотношении
указанный фосфоросодержащий комплексон 0,01-2,0
хлористый аммоний 0,1-3,0
вода остальное

(RU 2272904 Е21В 43/27, 27.03.2006).

При таком соотношении компонентов в результате химической реакции в воде образуется фтористоводородная кислота, растворяющая терригенную породу. Достаточное содержание комплексонов, низкое значение рН раствора на протяжении действия состава и отсутствие сульфаминовой кислоты в свободном состоянии позволяют применять композицию при повышенных температурах без опасности выпадения сульфатных осадков.

Недостатками данного состава являются быстрый расход кислоты и высокая коррозионная активность, в результате чего состав имеет ограниченную область применения.

Целью настоящего изобретения является повышение эффективности кислотной обработки скважин за счет улучшения реологических свойств кислотного состава и снижения его коррозионной активности.

Поставленная цель достигается тем, что сухокислотный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений, содержащий фторид аммония или бифторид аммония, сульфаминовую кислоту, фосфоросодержащий комплексон - оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ), хлористый аммоний, отличается тем, что дополнительно содержит водорастворимый полимер-гидролизованный полиакриламид и ингибитор коррозии - аммоний роданистый, при следующем соотношении, масс. %:

фторид аммония 33,3-39,4
или бифторид аммония 33,3-39,4
хлористый аммоний 1,00-1,10
указанный фосфоросодержащий комплексон 0,10-0,11
указанный водорастворимый полимер 3,00-3,34
указанный ингибитор коррозии 5,00-5,55
сульфаминовая кислота остальное

Кристаллическая форма всех входящих в состав компонентов позволяет позиционировать его как сухую кислотную смесь. Такая форма состава повышает его технологичность, оптимизирует условия хранения и транспортировки, особенно для труднодоступных скважин. Кроме того, такой состав можно прессовать в стержни - кислотные шашки или таблетировать.

Известно, что скорость взаимодействия кислотного состава с породой определяет глубину проникновения состава в пласт, а следовательно, и радиус его действия. Замедление скорости реакции кислотного состава с породой - одно из приоритетных направлений по оптимизации его свойств.

Один из способов замедления реакционной способности кислотного раствора - загущение, повышение его вязкости. Для повышения реологических свойств в предлагаемый состав вводится водорастворимый полимер-гидролизованный полиакриламид, в качестве которого можно применять доступные полиакриламиды разной молекулярной массы отечественного и импортного производства.

Для снижения коррозионной активности в предлагаемый состав вводится аммоний роданистый - кристаллическое вещество, которое способствует снижению коррозионной активности в кислой среде.

Для подтверждения возможности осуществления предлагаемого изобретения в лабораторных условиях были проведены исследования коррозионной активности и скорости реакции кислотного состава с породой. Для приготовления состава по заявляемому способу применяли следующие реагенты:

- фторид аммония (ГОСТ 4518-75),

- бифторид аммония (ГОСТ 9546-75),

- сульфаминовая кислота (ТУ 2121-400-05763441-2002),

- хлорид аммония (ГОСТ 3773-72),

- оксиэтилендифосфоновая кислота (ТУ 2439-363-05763441-2002, изм. 1,2),

- полиакриламиды марок DP 9-8177 (ТУ 2458-001-82330939-2008) со степенью гидролиза 3,4%, АК-642 (ТУ 6-02-00209912-65-99, г. Саратов) со степенью гидролиза 6,6%, Alcoflood 955 (Германия) со степенью гидролиза 12,1%,

- аммоний роданистый (ГОСТ 27067-86).

При приготовлении кислотных составов по заявляемому способу могут быть использованы водорастворимые полиакриламиды со степенью гидролиза 1-15%, по свойствам сопоставимые с исследованными.

Для испытаний все компоненты состава тщательно перемешали, отобрали смесь и растворили в воде. Масса сухой смеси выбиралась таким образом, чтобы содержание фтористоводородной кислоты (HF) в исследуемых растворах было одинаковым с прототипом и составляло 2,1% (масс.).

Скорость взаимодействия кислотного состава с породой определяли по количеству растворенной модельной породы за 0,5 часа при комнатной температуре.

Состав модельной породы: 80% кварцевый песок, 7% карбонат, 13% глина.

Коррозионная активность водных растворов составов проверялась по стандартной методике на металлических пластинках (сталь 3) при температуре 20 и 80°C и атмосферном давлении. Результаты исследований представлены в табл. 1.

Анализ таблицы 1 позволяет сделать вывод о том, что коррозионная активность заявляемого состава значительно меньше по сравнению с прототипом, а загущенная форма раствора позволяет замедлить скорость реакции кислоты с породой. Загущенный кислотный состав проникает глубоко в пласт, увеличивая радиус кислотного воздействия и повышая эффективность технологии.

Смеси фторидов и сульфаминовой кислоты обладают более низкими значениями коррозионной активности в сравнении с традиционно применяемыми растворами соляной и плавиковой кислот. Дополнительное введение кристаллического и водорастворимого ингибитора коррозии обеспечивает минимальное негативное воздействие на насосно-компрессорное оборудование.

Содержания водорастворимого полимера и ингибитора коррозии подобрано оптимально и изменяется в зависимости от содержания и соотношения фтористой соли и сульфаминовой кислоты. Снижение содержания ингибитора коррозии и полимера полностью минимизирует их влияние на свойства состава, а увеличение их содержания приводит к необоснованному удорожанию состава и увеличению вязкости раствора, что затрудняет его закачку стандартным оборудованием.

Рабочий раствор предлагаемого состава обладает оптимальными реологическими свойствами для закачки в пласт, пониженной скоростью реакции с породой и низкой коррозионной активностью. Все входящие в состав компоненты - кристаллические вещества, хорошо растворимые в воде. Это позволяет рекомендовать состав для обработки труднодоступных скважин, состав можно прессовать в кислотные стержни и таблетировать. Состав содержит достаточное количество комплексонов и кислотогенерирующих веществ, что позволяет дополнительно рекомендовать его для удаления и ингибирования солеотложений в скважинах.

Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки за счет оптимизации кислотного состава, улучшения его реологических свойств и снижения коррозионной активности.

БФА - бифторид аммония,

ФА - фторид аммония,

СК - сульфаминовая кислота,

ХА - хлорид аммония,

ОЭДФ - оксиэтилидендифосфоновая кислота,

АР - аммоний роданистый

ВП - водорастворимый полимер - полиакриламид

Сухокислотный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений, содержащий фторид аммония или бифторид аммония, сульфаминовую кислоту, фосфоросодержащий комплексон - оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ), хлористый аммоний, отличающийся тем, что дополнительно содержит водорастворимый полимер-гидролизованный полиакриламид и ингибитор коррозии - аммоний роданистый, при следующем соотношении, масс. %:

фторид аммония 33,3-39,4
или бифторид аммония 33,3-39,4
хлористый аммоний 1,00-1,10
указанный фосфоросодержащий комплексон 0,10-0,11
указанный водорастворимый полимер 3,00-3,34
указанный ингибитор коррозии 5,00-5,55
сульфаминовая кислота остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления боковых стволов скважин в условиях повышенных рисков поглощений тампонажных растворов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки, в режиме самозадавливания.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к составам с конденсируемой твердой фазой для временной изоляции продуктивного пласта при глушении скважин с терригенным коллектором неоднородной проницаемости, включающим глинистые минералы, и пластовыми температурами до 150°С.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, 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 буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород в терригенных и солевых отложениях в условиях воздействия высоких температур.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых набухающих пластичных глин и аргиллитов.
Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте.
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для разработки участка нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации нефтегазового месторождения.

Изобретение относится к новым соединениям в ряду металлохелатов цинка и кадмия, а именно к комплексам бис-[N-[2-(алкилиминометил)фенил]-4-метилбензолсульфамида]цинка(II) или кадмия(II) общей формулы I или цвиттерионным комплексам цинка(II) или кадмия(II) с N-[2-(алкилиминометил)фенил]-4-метилбензолсульфамидом общей формулы II где R=СН2СН=СН2, CH2CH2N(C2H5)2, CH2CH2CH2N(C2H5)2, СН2СН2Р(С6Н5)2; M=Zn, Cd; n=2, 3.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления кремнеземистых легковесных керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны добывающей скважины или скважины, переведенной в нагнетательную из добывающей скважины, работа которых осложнена выпадением парафиновых асфальто-смолистых веществ (АСВ) в призабойной зоне. Способ обработки призабойной зоны скважины для удаления парафиновых асфальто-смолистых веществ включает закачку в призабойную зону композиционного состава из 5,0-30,0 мас.% сорастворителя с поверхностно-активным веществом - ПАВ и 70,0-95,0 мас.%, технологическую выдержку. При этом в композиционном составе в качестве сорастворителя используют кубовые остатки бутиловых спиртов или растворитель парафиновый нефтяной, или сольвент нефтяной, в качестве ПАВ используют комплексный ПАВ или простой полиэфир с низкой температурой застывания, в качестве растворителя используют растворитель промышленный. Причем количество ПАВ в сорастворителе составляет 0,05-0,2 мас.%. Причем для скважин с приемистостью от 0 до 1 м3/ч закачку композиционного состава проводят при постоянной работе гидравлического генератора. Техническим результатом является увеличение эффективности очистки порового пространства призабойной зоны скважины от парафиновых АСВ за счет повышения растворяющей и диспергирующей способностей композиционного состава в отношении парафиновых АСВ, повышение производительности скважины за счет полного растворения и удаления парафиновых АСВ из призабойной зоны скважины и расширение технологической возможности способа за счет применения реагентов с привлечением отходов нефтехимического производства. 3 табл.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - направленное термохимическое воздействие на нефтенасыщенные пропластки, подключение в разработку ранее не охваченных нефтенасыщенных, низкопроницаемых зон пласта, увеличение охвата пласта тепловым воздействием, повышение нефтеотдачи пласта. В способе термохимической обработки нефтяного пласта предварительно определяют обводненность добываемой продукции скважины, при обводненности продукции от 20 до 59% по первому варианту производят последовательную закачку в добывающую скважину углеводородного растворителя и термохимического состава. В качестве термохимического состава закачивают водный раствор нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: нитрит натрия 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем соотношении компонентов, мас.%: сульфаминовая кислота 5-40, щелочной реагент 2-16, вода - остальное. При этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты - 1:1,25, массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 2,5:1. Затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины. По второму варианту способа при обводненности продукции от 60 до 99,9% в добывающую скважину закачивают гелеобразующую композицию при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,3-1,5; сшиватель 0,03-0,15; вода - остальное, продавливают гелеобразующую композицию в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч, производят последовательную закачку углеводородного растворителя и указанного выше термохимического состава, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины. По третьему варианту производят закачку указанной выше гелеобразующей композиции, продавливают ее в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч, затем производят закачку указанного выше термохимического состава, затем закачивают полимерную композицию при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,05-0,3; сшиватель 0,005-0,03; вода - остальное, продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, возобновляют заводнение пластов. 3 н.п. ф-лы, 3 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта, расположенного между породами-неколлекторами - глинистыми прослоями. Способ включает перфорацию пласта с использованием зарядов большого диаметра и глубокого проникновения, спуск колонны насосно-компрессорных труб – НКТ - с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта – ГРП - закачиванием через скважину по колонне НКТ с пакером в продуктивный пласт гидроразрывной жидкости - сшитого геля с последующей закачкой проппанта через интервал перфорации пласта, стравливание давления из скважины. Перфорацию пласта выполняют под кровлей в верхней 1/4 части высоты пласта и над подошвой в нижней 1/4 части высоты пласта с использованием зарядов глубокого проникновения, а в средней 1/2 части высоты пласта перфорацию выполняют с использованием зарядов большего диаметра, после чего выполняют отбор пластовой жидкости через интервалы перфорации пласта в объеме 5 м3. Далее спускают колонну НКТ с пакером в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился на уровне кровли пласта, осуществляют посадку пакера в скважине. Затем закачкой гидроразрывной жидкости - сшитого геля на водной основе в объеме 6 м3 - инициируют развитие трещины с последующим ее развитием в длину и креплением путем последовательной закачки трех порций проппанта различной фракции. Причем первая порция содержит проппант мелкой фракции 20/40 меш массой 30% от общей массы проппанта, вторая порция - проппант средней фракции 16/20 меш массой 50% от общей массы проппанта, третья порция - проппант крупной фракции 12/18 меш массой 20% от общей массы проппанта, при этом закачку фракций проппанта каждой порции производят со ступенчатым изменением расхода, первую порцию закачивают с расходом 2,5 м3/мин, вторую порцию - с расходом 3,0 м3/мин, третью порцию - с расходом 3,5 м3/мин. Технический результат заключается в повышении эффективности проведения ГРП. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны карбонатного пласта. Технический результат - повышение эффективности проведения кислотной обработки карбонатного пласта за счет снижения коррозионной активности по отношению к промысловому оборудованию, выполненному из стали, и повышение растворяющей способности кислотного состава по отношению к карбонатному пласту. Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; поверхностно-активное вещество - ПАВ 0,05-1,5; уксуснокислый аммоний 0-6,0; уксусную кислоту 1,0-10,0; ингибитор коррозии и воду, отличающийся тем, что указанный состав дополнительно содержит уксусную кислоту 0,1-1,5; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 - остальное. В качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол или водно-спиртовой раствор неионогенных ПАВ (моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля 90 мас.% и алкилдиметилбензиламмоний хлорид 10 мас.%), в качестве ингибитора коррозии - карбамид, или тиомочевину, или смесь карбамида и тиомочевины в массовом соотношении 1:1, или нейтинг. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков. По первому варианту предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, при приемистости нагнетательной скважины от 200 до 400 м3/сут закачивают водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента до увеличения давления закачки на 5-30% от начального давления закачки при следующем содержании компонентов, мас.%: наполнитель - 0,01-1,0, щелочной реагент - 0,01-3,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную муку или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, затем закачивают композицию, содержащую щелочной реагент и воду, до увеличения давления закачки на 10-50% от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, при следующем соотношении компонентов, мас.%: щелочной реагент - 0,1-5,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве щелочного реагента используют 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, и осуществляют ее продавку в пласт водой в объеме 10-15 м3, при этом закачку в пласт указанных водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента и композиции, содержащей щелочной реагент и воду, осуществляют в объемном соотношении (1-5):(4-1). По второму варианту предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, при приемистости нагнетательной скважины от 400 до 800 м3/сут закачивают водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента двумя оторочками, первую оторочку водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента закачивают до увеличения давления закачки на 10-30% от начального давления закачки при следующем содержании компонентов, мас.%: наполнитель - 0,1-1,5, щелочной реагент - 0,1-5,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, затем осуществляют закачку второй оторочки водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента до увеличения давления закачки на 15-50% от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, при следующем содержании компонентов, мас.%: наполнитель - 0,05-1,2, щелочной реагент - 0,05-3,5, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, после закачки второй оторочки осуществляют ее продавку в пласт водой в объеме 15-20 м3, при этом закачку в пласт указанных оторочек осуществляют в объемном соотношении (1-4): (3-1). Технический результат заключается в повышении эффективности за счет снижения обводненности и увеличения охвата пласта. 2 н.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение надежности реализации способа; повышение качества обработки призабойной зоны пласта с одновременным снижением затрат на реализацию и упрощением технологи. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором включает спуск колонны труб с гидромониторным перфоратором, выполнение боковых стволов в виде радиальных отверстий в обсадной колонне скважины и каверн в пласте закачкой водопесчаной смеси по колонне труб через гидромониторный перфоратор из расчета два боковых ствола на 1 м толщины пласта, кислотную обработку призабойной зоны пласта тремя порциями, каждая из которых состоит из закачки раствора соляной кислоты в непрерывном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции. На устье скважины сверху вниз на нижний конец колонны труб монтируют компоновку: насадку-седло, центратор, гидромониторный перфоратор с насадками, якорь. Затем спускают колонну труб и компоновку с промывкой в интервал перфорируемого пласта, сбрасывают шар в колонну труб. После посадки шара производят перфорацию обсадной колонны с выполнением боковых стволов в виде радиальных отверстий в обсадной колонне и каверн в пласте закачкой водопесчаной смеси по колонне труб через гидромониторный перфоратор. Затем, не прерывая закачку, через боковые стволы производят обработку призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором, при этом первой порцией в непрерывном режиме закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 0,5 м3 на один боковой ствол, затем в непрерывном режиме закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 1,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 3 мин закачка при давлении приемистости пласта, 5 мин выдержка для реагирования. Второй порцией закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 1,5 м3 на один боковой ствол, затем - 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 2,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 4 мин закачка при давлении приемистости пласта, 10 мин выдержка для реагирования. Третьей порцией закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 2,5 м3 на один боковой ствол, затем - 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 3,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 5 мин закачка при давлении приемистости пласта, 15 мин выдержка для реагирования, после чего свабированием извлекают продукты реакции по обсадной колонне скважины. 1 ил.

Изобретение относится к разработке жидких полезных ископаемых, таких как нефть, природный газ, сланцевый газ. Способ приготовления самосуспендирующегося проппанта, характеризующийся тем, что содержит шаги: использование в качестве наполнителя одного или более из материалов: кварцевый песок, керамзит, металлические частицы, сферические частицы стекла, спеченный боксит, спеченный глинозем, спеченный цирконий, синтетическая смола, плакированный песок и частицы измельченной ореховой скорлупы, нагрев наполнителя до 50-300°С, охлаждение до температуры ниже 240°С, добавление адгезива в количестве 0,5-15 мас.% от массы наполнителя и перемешивание, когда температура полученной смеси снижается до температуры ниже 150°С, добавление водорастворимого полимерного материала в количестве 0,1-5 мас.% от массы наполнителя и перемешивание, металлическая частица выполняется из одного или более следующих материалов: углеродистая сталь, нержавеющая сталь, алюминиевый сплав, железоникелевый сплав и ферромарганцевый сплав, водорастворимый полимерный материал выбирается из натурального полимерного, синтетического полимерного или полунатурального полусинтетического полимерного материала, который разбухает или быстро растворяется в воде, адгезив содержит все материалы, имеющие функции адгезива, содержащие натуральный адгезив и синтетический адгезив, натуральный адгезив содержит животный клей, растительную камедь и минеральный клей, животный клей выбирают из одного или более веществ: кожный клей, костяной клей, шеллак, казеиновый клей, альбуминовый клей и рыбный клей, растительная камедь выбирают из одного или более веществ: крахмал, декстрин, терпентин, тунговое масло, аравийская камедь и натуральный каучук, минеральный клей выбирают из одного или более веществ: минеральный воск и асфальт, синтетический адгезив выбирают из одного или более веществ: фенольная смола, эпоксидная смола, ненасыщенная полиэфирная смола и гетероциклический полимерный адгезив. Способ конструирования для гидроразрыва посредством природной воды, характеризующийся тем, что содержит: добавление 5-60 об.ч. самосуспендирующегося проппанта, приготовленного по указанному выше способу к 100 об.ч природной воды в качестве несущей жидкости для образования гидроразрывной суспендированной жидкости, затем транспортировку полученной жидкости в подземный пласт горных пород, природная вода в качестве несущей жидкости выбирается из одного или более веществ: речная вода, сельскохозяйственная вода, озерная вода, морская вода и подземная вода. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - снижение загрязнения окружающей среды и стоимости способа при сохранении свойств. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 30 пр., 16 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к расширяющимся тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании межколонного пространства в нефтяных и газовых скважинах, а также к строительной сфере для крепления элементов строительных конструкций, анкерных болтов, элементов декора. Состав тампонирующего действия содержит портландцемент и кварцевый песок с размером зерен не более 2,5 мм. Кварцевый песок с халцедоном предварительно обрабатывают потоком ускоренных электронов с величиной поглощенной дозы 600 кГр. Состав имеет следующее соотношение компонентов, мас. %: портландцемент 36-40, кварцевый песок 60-64. Техническим результатом изобретения является увеличение линейного расширения, прочности на растяжение при изгибе. 1 табл., 1 пр.

Группа изобретений относится к извлечению нефти из пласта. Технический результат – добыча приблизительно 60 % нефти, оставшейся в керне после заводнения. Способ извлечения нефти включает: обеспечение композиции для извлечения нефти, которая содержит по меньшей мере 15 мол.% диметилсульфида (ДМС), причем указанная композиция для извлечения нефти является смешиваемой при первом контакте с жидкофазной нефтью; обеспечение водяного пара или горячей воды, имеющей температуру по меньшей мере 85°С; совместное введение указанного водяного пара или горячей воды и указанной композиции для извлечения нефти внутрь подземного нефтеносного пласта, содержащего сырую нефть, которая имеет динамическую вязкость по меньшей мере 1000 мПа⋅с (1000 сП) при 25°С и удельный вес в градусах API при 15,5°С (60°F) не более 20°С, измеренный в соответствии со стандартом ASTM метод D 6822, причем указанная композиция для извлечения нефти составляет по меньшей мере 15 мас.% от объединенных водяного пара или горячей воды и композиции для извлечения нефти, которые вместе введены внутрь пласта; контактирование водяного пара или горячей воды и композиции для извлечения нефти с нефтью в пласте; добычу нефти из пласта после введения водяного пара или горячей воды и композиции для извлечения нефти внутрь пласта. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 11 ил., 8 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий углеводородную фракцию и кубовый остаток производства бутиловых спиртов, содержит углеводородную фракцию 85-163°C в смеси кубовым остатком производства бутиловых спиртов при следующих соотношениях, мас.%: углеводородная фракция 85-163°C 50-80, кубовый остаток производства бутиловых спиртов 20-50, указанную смесь подвергают непрерывному волновому воздействию с частотой 7,2 кГц. Технический результат - повышение растворяющей способности состава для удаления АСПО в «жестких условиях», расширение сырьевой базы и снижение себестоимости за счет исключения дефицитных добавок, которые являются сырьем нефтехимии. 2 пр., 3 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-12-01 2018-05-03T12:38:14
Наверх