Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта

Авторы патента:

C09K8/72 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2656293:

Третьяков Евгений Олегович (RU)
Горбушин Антон Васильевич (RU)
Илюшин Павел Юрьевич (RU)
Мартюшев Дмитрий Александрович (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны карбонатного и терригенного (карбонатность более 5%) пластов, и может быть использовано в процессе интенсификации притока нефти и освоения скважин путем кислотной обработки, а также при повышении нефтеотдачи пластов методом гидравлического разрыва пласта с использованием кислотных составов. Технический результат - предотвращение образования нефтекислотных эмульсий, снижение межфазного натяжения на границе с нефтью при одновременном исключении образования желесодержащих стабилизаторов нефтяных эмульсий и набухания глинистых минералов. Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: уксусная кислота с концентрацией 99% 3,5-5; неионогенное поверхностно-активное вещество Неонол АФ 9-12 0,1-0,3; изопропиловый спирт или глицерин 4-6; водный раствор соляной кислоты с концентрацией 10-14% остальное. 1 ил.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (Патент РФ №2387692, С09К 8/76, 2010), включающий, мас.%: продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода 0,03-0,3, уксусная кислота 2,5-3,0, соляная кислота 10,0-24,0, ингибитор коррозии 0,2-1,0, вода - остальное.

Данный состав недостаточно эффективен, поскольку не содержит деэмульгатор, при этом образуются стойкие нефтекислотные эмульсии, ухудшающие проницаемость и снижающие эффективность кислотной обработки скважины.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, спиртосодержащее соединение, поверхностно-активное вещество ПАВ, стабилизатор железа и воду (Патент РФ № 2379327, С09К8/74, 2009).

Недостатком указанного известного состава является недостаточная отмывающая способность, кроме того, состав не обеспечивает совместимость с пластовым флюидом, особенно при содержании в нем трехвалентного железа в количестве более 2000 ppm.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (варианты) (Патент РФ №2308475, С09К 8/74, 2007), включающий четыре варианта кислотных составов, содержащих, мас.%: технические лигносульфонаты 20-35 или 0,5-1, изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов 3-5, уксусная кислота 80%-ной концентрации 3-5, деэмульгатор водорастворимый 2-4, водный раствор соляной кислоты 20-28%-ной концентрации - остальное, также в вариантах кислотный состав содержит, мас. %: неонол АФ9-12, или МЛ-81, или МЛ-81 Б, или ФЛЭК-ДГ-002 0,5-2, водный раствор фтористоводородной кислоты 70%-ной концентрации 6-10, водный раствор полиакриламида 3-5%-ной концентрации или водный раствор модифицированного крахмала 3-5%-ной концентрации 3-10.

Известный состав приводит к ухудшению коллекторских свойств призабойной зоны после обработки, поскольку содержат полимерные компоненты, которые сорбируются на породе и ухудшают фильтрационные свойства коллектора. В процессе реакции кислотного состава с горной породой происходит снижение концентрации соляной кислоты. Лигносульфонаты при снижении концентрации кислоты, после реакции с породой коллектора, образуют нерастворимые осадки с солями кальция. Нерастворимые осадки кольматируют поровое пространство коллектора и тем самым приводят к ухудшению коллекторских свойств призабойной зоны после обработки. В то же время высокая концентрация водного раствора соляной кислоты (20-28 %) при взаимодействии с пластовой водой может приводить к образованию нерастворимых осадков, которые кольмариуют поровое пространство коллектора и тем самым ухудшают коллекторские свойства призабойной зоны.

Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий поверхностно-активное вещество, уксусную кислоту, соляную кислоту и воду (Патент РФ №2138634, Е21В 43/27, 1998). В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) известный состав содержит продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода 0,03-0,3; уксусная кислота 2,5-3,0; соляная кислота 10,0-24,0, вода - остальное. Известный состав выбран в качестве ближайшего аналога.

Указанный известный состав характеризуется низким межфазным поверхностным натяжением на границе с нефтью, высокой проникающей и деэмульгирующей способностью, хорошо диспергирует асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО) за счет использования высокоэффективного ПАВ - продукта взаимодействия третичных аминов с перекисью водорода. Исключает образование железосодержащих стабилизаторов нефтяных эмульсий за счет комплексообразования ионов железа с уксусной кислотой.

К недостатку ближайшего аналога следует отнести высокую коррозионную активность. Например, скорость коррозии стали (Ст.3) при 20°C известном составе составляет приблизительно 20 г/м²ч, что примерно в 100 раз превышает нормативы по скорости коррозии стали в кислых средах (обычно менее 0,2 г/м²ч). Кроме того, высокая скорость коррозии стали приводит к быстрому накоплению в кислотном составе трехвалентного железа как во время хранения, так и при контакте известного состава с насосно-компрессорными трубами (НКТ) и другим металлическим технологическим оборудованием во время проведения кислотной обработки скважины, в количествах, превышающих стабилизирующую емкость уксусной кислоты, входящей в кислотный состав, и, как следствие, ведет к снижению эффективности кислотной стимуляции нефтяных скважин из-за образования эмульсий и промслоев.

Технический результат изобретения – предотвращение образования нефтекислотных эмульсий и снижение межфазного натяжения на границе с нефтью при одновременном исключении образования желесодержащих стабилизаторов нефтяных эмульсий и набухания глинистых минералов.

Технический результат достигается тем, что кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий уксусную кислоту, поверхностно-активное вещество и водный раствор соляной кислоты, согласно изобретению содержит уксусную кислоту с концентрацией 99%, водный раствор соляной кислоты с концентрацией 10-14%, в качестве поверхностно-активного вещества содержит неионогенное ПАВ Неонол АФ 9-12 и дополнительно содержит изопропиловый спирт либо глицерин при следующем соотношении компонентов, мас.%:

- уксусная кислота – 3,5-5

- неионогенное ПАВ-Неонол АФ 9-12 – 0,1-0,3

- изопропиловый спирт или глицерин – 4-6

- водный раствор соляной кислоты – остальное

Достижение указанного технического результата обеспечивается благодаря использованию эффективных, хорошо сочетающихся друг с другом компонентов, взятых в заявленном соотношении.

Введение ПАВ-Неонол АФ9-12 в кислотный состав способствует значительному снижению межфазного натяжения границы раздела кислотный состав - пластовый флюид и предотвращает образование эмульсий и, как следствие, повышению продуктивности пласта, а также более быстрому извлечению отработанных кислотных растворов и продуктов реакции.

Использование в качестве растворителя изопропилового спирта или глицерина снижает межфазное натяжение на границе с углеводородами, что способствует созданию гомогенной системы при контакте и смешивании пластовых и закачиваемых реагентов и предотвращает образование эмульсий, блокирующих каналы фильтрации. Также применение изопропилового спирта или глицерина в предлагаемом кислотном составе обеспечивает лучшее проникновение состава в коллекторы с высоким содержанием глинистых минералов и предотвращает их набухание.

Нижний предел концентрации ПАВ-Неонола АФ9-12 и изопропилового спирта определяется необходимым межфазным натяжением состава на границе с углеводородной фазой (не более 2,0 мН/м), а верхней – экономической целесообразностью. Содержание соляной кислоты определяется необходимой скоростью растворения породы в ходе реакции. Концентрация водного раствора соляной кислоты, равной 10-14%, является оптимальной. С увеличением концентрации водного раствора соляной кислоты возрастает коррозионная активность кислотного состава и вероятность образования нефтекислотных эмульсий. Даже ввод в кислотный состав ПАВ не избавляет его от указанного негативного фактора. Также увеличение концентрации водного раствора соляной кислоты в кислотном составе повышает вероятность выпадения солей в виде осадка при смешивании кислоты с пластовой водой. Содержание уксусной кислоты определяется способностью состава не образовывать осадки при взаимодействии с пластовой нефтью при содержании в ней ионов трехвалентного железа, которая не обеспечивается при снижении концентрации уксусной кислоты ниже заявляемой.

Для его приготовления заявляемого кислотного состава были использованы следующие вещества:

- вода техническая пресная;

- кислота соляная ингибированная ТУ 2458-264-05765670-99 изм.1, ТУ 2458-526-05763441-2010

- уксусная кислота ГОСТ 61-75

- ПАВ-Неонол АФ9-12 – моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена, оксиэтилированные, выпускаются по ТУ-38-507-63-171-91

- изопропиловый спирт ГОСТ 9805-84 или глицерин (ГОСТ 6824-96).

Предлагаемый состав для кислотной обработки может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем последовательного растворения компонентов в заявляемых количествах. Соотношения компонентов в составе определены экспериментальным путем как наиболее оптимальное решение поставленной задачи.

Приготовление состава (состав 1 в таблице 1) происходит следующим образом: в стакан объемом 1000 мл наливают 908 мл водного раствора соляной кислоты ингибированной 12% концентрации и при постоянном перемешивании стеклянной палочкой последовательно растворяют 40 мл уксусной кислоты, 50 мл изопропилового спирта и 2 мл ПАВ-Неонол АФ9-12 и перемешивают в течение 5-10 мин.

Предлагаемый состав представляет собой жидкость бесцветного цвета, стабилен при перевозке и хранении.

В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства предлагаемого кислотного состава:

1. Скорость растворения карбонатной породы. Данная величина оценивалась по времени растворения в равном объеме кислотных составов мраморного кубика с ребром, равным 1,5 см.

2. Определение времени нейтрализации кислотного состава кубиками мрамора.

3. Межфазное натяжение на границе раздела «кислотный состав - нефть» на сталагмометре по традиционной методике.

4. Образование высоковязких продуктов взаимодействия с нефтью при смешивании кислотного состава и нефти в соотношениях 25:75, 50:50, 75:25, а также в присутствии трехвалентного железа 2000 ppm и 5000 ppm и отработанного состава в присутствии трехвалентного железа 2000 ppm и 5000 ppm, а также образование остатка на сите с размером ячейки 100 меш после фильтрации нефти и кислотного состава.

5. Образование и выпадение осадка при взаимодействии кислотного состава с пластовой водой в объемном соотношении 1:1.

6. Испытания на коррозионную активность.

Испытания по растворению карбонатной породы проводили по методике, согласно которой количество кислотного раствора (мл) в 2,5 раза превышает площадь поверхности (см²) кубика породы, имеющего стороны 15 мм (см. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М.: Недра, 1985, 184 с.). После изготовления примерно одинаковые по размерам кубики породы помещали в сушильный шкаф, где выдерживали в течение 2 ч, а затем взвешивали на аналитических весах с погрешностью до 0,0001 г. Испытуемый кислотный состав наливали в тефлоновые стаканы, после чего внутрь погружали кубики или цилиндры на фиксированное время контакта – 1 мин. После истечения времени контакта образец породы извлекали из раствора, промывали дистиллированной водой и помещали в сушильный шкаф на 2 ч и далее взвешивали на аналитических весах с погрешностью до 0,0001 г. Данный опыт позволяет наблюдать растворение карбонатной породы по мере расходования кислоты.

Испытания по нейтрализации кислотного состава определяли по вышеизложенной методике определения растворения карбонатной породы с той лишь разницей, что фиксировали время прекращения реакции между кубиком мрамора и кислотным составом. Факт реакции оценивали визуально, по выделению углекислого газа, а также регулярным измерением pH показателя.

Межфазное натяжение на границе с пластовой нефтью (в качестве пластового флюида использовали нефть двух классов: легкая парафинистая и тяжелая с высоким содержанием асфальтенов и смол) определяли при помощи сталагмометра. Предлагаемый состав обладает низкими значениями межфазного натяжения по сравнению с простой ингибированной соляной кислотой.

Скорость коррозии стали определяли по общепринятой методике по потери массы пластин из стали марки СТ.08 КП после выдержки их в течение 24 ч в испытуемом кислотном составе при 20°С и при пластовой температуре. Скорость коррозии стали в предлагаемом составе при температуре 20°С составила 0,17 г/м²⋅ч и при пластовой температуре – 0,17. Максимальная скорость коррозии для кислотных составов не должна превышать 0,2 г/м²⋅ч [ТУ 2458-264-05765670-99 «Кислота соляная ингибированная»].

Определение совместимости кислотного состава с пластовыми водами осуществляли следующим образом: пластовую воду и кислотный состав смешивали в объемном соотношении 1:1 лопастной мешалкой и помещали в термошкаф, где выдерживали в течение 1 ч при пластовой температуре. После выдержки состояние смеси оценивали визуально на наличие осадка. Состав считается совместимым с пластовой водой при отсутствии осадков, хлопьев или помутнений раствора.

Взаимодействие с пластовой нефтью осуществляли относительно:

• рабочего кислотного состава;

• рабочего кислотного состава с добавлением Fe³⁺2000 и 5000 ppm;

• отработанного рабочего кислотного состава с добавлением Fe³⁺2000 и 5000 ppm;

Пластовую нефть и кислотный состав смешивали в объемном соотношениях 25:75, 50:50, 75:25 лопастной мешалкой и далее помещали в термошкаф, где выдерживали в течение 1 ч при пластовой температуре. После выдержки состояние смеси оценивали визуально на наличие осадка и расслоения фаз; смесь фильтруется через сито с ячейкой 100 меш с фиксацией отсутствия или наличия остатка на сите.

В кислотный состав добавляли ионы Fe³⁺2000 и 5000 ppm и смешивали с пластовой нефтью лопастной мешалкой в объемных соотношениях 25:75, 50:50, 75:25 и выдерживали 1 ч при пластовой температуре. Фиксировали разделение фаз и отсутствие/наличие остатка на сите.

Кислотный состав с содержанием железа 2000 и 5000 ppm нейтрализуется карбонатом кальция (кубик мрамора) до рН~4,5, что свидетельствует о нейтрализации основной массы кислоты. Смешивали отработанный состав с исследуемой нефтью в объемных соотношениях 25:75, 50:50, 75:25, перемешивали лопастной мешалкой и выдерживали 1 ч при пластовой температуре. Фиксируется разделение фаз и отсутствие/наличие остатка на сите. До проведения теста на совместимость с нефтью определяли наличие осадка в жидкости и желесодержащего налета на нерастворившихся частицах мрамора.

Кислотный состав считается совместимым с пластовым флюидом при отсутствии на сите остатка в виде высоковязкой эмульсии, сгустков, хлопьев, осадка, при отсутствии вязкого промежуточного слоя на границе раздела водной и нефтяной фаз и хлопьевидного налета на стенках емкости.

Данные о свойствах состава представлены на фиг.1 в таблице 1.

Результаты, приведенные в таблице 1, показывают, что предлагаемый кислотный состав имеет следующие преимущества перед известными:

- характеризуется высокими отмывающими свойствами благодаря низкому межфазному натяжению на границе «кислотный состав - нефть»;

- предотвращает образование высоковязких устойчивых кислотно-нефтяных эмульсий и смолистых продуктов при взаимодействии с пластовым флюидом, обеспечивая их совместимость при наличии концентрации трехвалентного железа 2000 ppm и 5000 ppm;

- моющие свойства в процессе обработки удаление асфальтеносмолопарафиновых отложений;

- обеспечивает замедление скорости реакции с карбонатными породами;

- не приводит к образованию осадков, хлопьев при взаимодействии с пластовыми водами;

- обладает низкой коррозионной активностью по отношению к стали;

- повышает фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта;

- обладает высокой проникающей способностью в коллекторах, содержащих глинистые минералы, и предотвращает их набухание.

Приведенные результаты исследований заявляемого кислотного состава однозначно свидетельствуют о снижении коррозионной активности при одновременном повышении проникающей способности кислотного состава в пласт.

Кислотный состав для обработки призабойной зоны карбонатного, терригенного (при карбонатности более 5%) или смешанного типа пласта используют следующим образом.

Предлагаемый кислотный состав закачивают в скважину в количестве 1,0-5,0 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта. Продавливают его в пласт. Проводят технологическую выдержку в течение не более 6 ч и последующее удаление продуктов реакции.

Таким образом, изобретение обеспечивает предотвращение образования нефтекислотных эмульсий и снижение межфазного натяжения на границе с нефтью, при одновременном исключении образования желесодержащих стабилизаторов нефтяных эмульсий и набухания глинистых минералов.

Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий уксусную кислоту, поверхностно-активное вещество и водный раствор соляной кислоты, отличающийся тем, что содержит уксусную кислоту с концентрацией 99%, водный раствор соляной кислоты с концентрацией 10-14%, в качестве поверхностно-активного вещества содержит неионогенное поверхностно-активное вещество Неонол АФ 9-12 и дополнительно содержит изопропиловый спирт либо глицерин при следующем соотношении компонентов, мас.%:

уксусная кислота	3,5-5
неионогенное ПАВ-Неонол АФ 9-12	0,1-0,3
изопропиловый спирт или глицерин	4-6
водный раствор соляной кислоты	остальное

Настоящее изобретение относится к способу, системе и композиции для добычи нефти из пласта, содержащей поверхностно-активное вещество, жидкий аммиак, полимер и воду.Способ извлечения нефти из нефтеносного пласта, материал пористой минеральной матрицы которого содержит значительные количества диоксида кремния в форме кварца, включает смешивание поверхностно-активного вещества, воды, полимера и жидкого аммиака, содержащего не более 10 мас.

Способ обработки подземного пласта суспензией цементного раствора с возможностью образования проницаемого отвердевшего цементного раствора // 2656266

Изобретение относится к способу обработки подземного пласта. Способ обработки подземного пласта, включающий приготовление суспензии цементного раствора, выполненной с возможностью схватывания с образованием отвердевшего цементного раствора с прочностью на сжатие ниже давления смыкания разрыва подземного пласта, где указанная суспензия цементного раствора содержит цементирующий материал, воду и меньше чем 4 % деградируемого материала в расчете на массу цементирующего материала в суспензии цементного раствора, закачивание указанной суспензии в подземный пласт при давлении, достаточном для создания разрыва в подземном пласте, при сохранении более высокого давления, чем давление смыкания разрыва, предоставление возможности указанной суспензии схватиться, образуя отвердевший цементный раствор в разрыве, понижение давления ниже давления смыкания разрыва, предоставление возможности отвердевшему цементному раствору в разрыве растрескаться, образуя растрескавшийся отвердевший цементный раствор, и добычу углеводородов из пласта через растрескавшийся отвердевший цементный раствор в разрыве.

Способ гидравлического разрыва пласта // 2656054

Изобретение относится к способам управления, контроля и оптимизации параметров трещин гидроразрыва пласта (ГРП) при проведении ГРП в целевых пластах, отделенных от внешних пластов с высокой активностью содержащихся в них флюидов, тонкими экранами, а также в низкопродуктивных пластах малой мощности.

Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт // 2655685

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений с использованием заводнения. Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ N-алкил-N,N-ди(полиэтиленгликоль) амин на основе кислот кокосового масла оксамин Л-15 и воду, дополнительно содержит катионное поверхностно-активное вещество - КПАВ алкилдиметилбензиламмоний хлорид С12 - С14 спиртовой, при следующем соотношении компонентов, масс.

Вспенивание цементных композиций замедленного схватывания, содержащих пемзу и гашеную известь // 2655669

Изобретение относится к способам и композициям, в том числе используемым в различных операциях, выполняемых под землей. Способ цементирования в подземном пласте включает обеспечение цементной композиции замедленного схватывания, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, диспергирующий агент и замедлитель схватывания, причем замедлитель схватывания содержит производную фосфоновой кислоты, а диспергирующий агент представляет собой эфир поликарбоновой кислоты; вспенивание цементной композиции замедленного схватывания; активирование цементной композиции замедленного схватывания; введение цементной композиции замедленного схватывания в подземный пласт; и обеспечение схватывания цементной композиции замедленного схватывания в подземном пласте.

Способ кислотной обработки // 2655552

Изобретение относится к процессам кислотной обработки. Технический результат - растворение растворимых в кислоте материалов при низких температурах.

Способ гидроразрыва углеводородного пласта // 2655513

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин.

Водорастворимые, гидрофобно-ассоциирующие сополимеры с гидрофобно-ассоциирующими мономерами нового типа // 2655389

Настоящее изобретение относится к водорастворимым, гидрофобно-ассоциирующим сополимерам. Описан водорастворимый, гидрофобно-ассоциирующий сополимер, включающий (a) 0,1-20 мас.% по меньшей мере одного гидрофобно-ассоциирующего мономера (a), а также (b) 25-99,9 мас.% по меньшей мере одного отличного от мономера (а) гидрофильного мономера (b), причем при его синтезе посредством водной гелевой полимеризации или полимеризации в растворе при значении рН от 5,0 до 7,5 перед инициированием реакции полимеризации вводят по меньшей мере один дополнительный, но не способный к полимеризации поверхностно-активный компонент (c), причем количественные данные в каждом случае пересчитаны на общее количество всех мономеров в сополимере, и причем по меньшей мере один из мономеров (a) является мономером общей формулы (I) причем единицы -(-CH2-CH2-O-)k, -(-CH2-CH(R3)-O-)l и при необходимости -(-CH2-CH2-O-)m в структуре блока расположены в представленной в формуле (I) последовательности, а остатки и индексы имеют следующие значения: k означает число от 15 до 35; l означает число от 5 до 25; m означает число от 0 до 15; R1 означает H; R2 означает двухвалентную соединительную группу -O-(Cn'H2n')-, причем n´ равно 4, R3 означает углеводородный остаток по меньшей мере с 2 атомами углерода при условии, что сумма атомов углерода всех углеводородных остатков R3 находится в диапазоне от 15 до 50; R4 означает Н; и причем гидрофобно-ассоциирующий мономер (a) общей формулы (I) является получаемым способом, включающим следующие стадии: а) взаимодействие моноэтилен-ненасыщенного спирта A1 общей формулы (II) с этиленоксидом, причем остатки R1 и R2 имеют вышеуказанные значения, при добавлении щелочного катализатора K1, содержащего KOMe и/или NaOMe, причем получают алкоксилированный спирт A2; b) взаимодействие алкоксилированного спирта A2 по меньшей мере с одним алкиленоксидом Z формулы (Z) ,причем R3 имеет вышеуказанные значения; при добавлении щелочного катализатора K2, выбранного из NaOH, NaOMe и NaOEt, причем концентрация ионов калия при взаимодействии на стадии b) составляет менее или равна 0,9 мол.% в пересчете на использованный спирт A2, и причем взаимодействие на стадии b) проводят при температуре менее или равной 135°C, причем получают алкоксилированный спирт A3 формулы (III) где R4=Н, причем остатки R1, R2 и R3 и индексы k и l имеют вышеуказанные значения; c) при необходимости взаимодействие по меньшей мере части алкоксилированного спирта A3 с этиленоксидом, причем получают алкоксилированный спирт A4, который соответствует мономеру (a) формулы (I), где R4=H и m больше 0, и причем сополимер включает по меньшей мере два различных гидрофильных мономера (b), представляющие собой (b1) акриламид в качестве нейтрального гидрофильного мономера, (b2) акриловую кислоту, винилсульфоновую кислоту, аллилсульфоновую кислоту, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту (АМПК), 2-акриламидо-бутансульфоновую кислоту, 3-акриламидо-3-метил-бутансульфоновую кислоту или 2-акриламидо-2,4,4-триметилпентансульфоновую кислоту в качестве анионного гидрофильного мономера.

Использование органических кислот или их соли в композициях на основе поверхностно-активного вещества и способах повышения нефтеотдачи // 2655344

Изобретение относится к композициям поверхностно-активных веществ для использования при обработке и извлечении ископаемого флюида из подземного пласта, их получению и использованию.

Керамический проппант // 2655335

Изобретение относится к магнийсодержащим керамическим проппантам - расклинивателям, предназначенным для использования в нефтедобывающей промышленности в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Способ получения товарной формы щелочных стоков производства капролактама для применения в нефтедобывающей промышленности и способ получения на ее основе состава для выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритока // 2656296

Группа изобретений относятся к разработке нефтяных месторождений. Технический результат – получение в условиях химического производства стабильной товарной формы щелочного стока производства капролактама ЩСПК, применяемой для выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритока в нефтедобывающей промышленности и обеспечивающей образование сополимеров сложных эфиров в результате гидролиза полиакриламида ПАА в водном растворе ЩСПК как по амидным, так и по кислотным группам, что приводит к снижению расхода ПАА. В способе получения товарной формы ЩСПК расчетное количество ЩСПК и воды загружают в термостатируемый реактор, в полученный водный раствор ЩСПК при перемешивании и температуре 50-65°С медленно добавляют ПАА, после чего обогрев реактора прекращают, соотношение указанных компонентов, мас.%: ЩСПК 6,5-89,0; ПАА 0,3-0,5; вода 10,5-73,0. Способ получения состава для выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритока включает смешивание в объемном соотношении 1:1 предварительно приготовленного водного раствора, в качестве которого используют полученную способом, указанным выше, товарную форму ЩСПК, с предварительно приготовленным водным раствором оксихлорида алюминия или хлорида алюминия концентрации 2-3 мас.%. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 8 ил., 7 табл.

Высококонцентрированные безводные аминные соли углеводородполиалкоксисульфатов, применение и способ применения их водных растворов // 2656322

Изобретение относится к высококонцентрированным безводным аминным солям углеводородполиалкоксисульфатов, причем эти соли выбраны из группы замещенных аминов, предпочтительно алканоламинов. Высококонцентрированная и текучая при 25°С композиция аминных солей углеводородполиалкоксисульфатов для хранения и транспортировки в виде высококонцентрированной композиции и применения для повышения нефтеотдачи пластов после ее разбавления содержит (A) более 80 мас.% аминных солей углеводородполиалкоксисульфатов с формулой где один, два или три из заместителей R1, R2 и R3 независимо друг от друга выбраны из группы, содержащей алкил, содержащий от 1 до 14 атомов углерода, алкенил, содержащий от 3 до 18 атомов углерода, гидроксиалкил, содержащий 3 или 4 атома углерода, два или три заместителя являются гидроксиалкилами, содержащими 2 атома углерода, и их смеси, причем гидроксиалкил может быть алкоксилирован, и причем каждый из остальных заместителей представляет собой водород; и R4 является одним или более различными углеводородами, содержащими от 10 до 36 атомов углерода; необязательно в смеси с менее чем 20 мас.% указанных аминных солей углеводородполиалкоксисульфатов, в которых алкоксигруппы являются исключительно ЕО-группами; (B) по меньшей мере от 0,1 до менее чем 5 мас.% несульфатированного полиалкоксилированного углеводорода R4-O-[EO,PO,AO]n-H или смеси; (С) до менее чем 5 мас.% несульфатированного гидроксиуглеводорода R4-ОН или смеси; причем (В) и (С) совместно составляют от 0,1 до 10 мас.% композиции; причем композиция содержит менее 2 мас.% воды, и число n алкоксигрупп ЕО, РО, АО совместно лежит в диапазоне от 1 до 16, и алкоксигруппы выбраны из от 1 до 16 пропоксигрупп (РО) и, необязательно, одной или более из групп от 0 до 15 этоксигрупп (ЕО) и от 0 до 10 алкиленоксигрупп (АО), содержащих от 4 до 12 атомов углерода, и алкоксигруппы распределены статистически или сгруппированы в блоки, или и то, и другое. Полученные продукты при комнатной температуре являются низковязкими и пригодными для перекачивания насосом. Вследствие отсутствия воды соли являются высокоустойчивыми к гидролизу, в том числе при высоких температурах. Кроме того, изобретение относится к применению композиций по настоящему изобретению, разведенных водой, в месторождениях нефти с целью обеспечения более эффективной добычи нефти или для извлечения углеводородов из нефтеносных песков или других поверхностей или материалов, содержащих углеводороды. 3 н. и 43 з.п. ф-лы, 4 табл.

Способ карбоксиметилирования торфа // 2656461

Изобретение относится к химической промышленности, предназначено для получения натриевых солей карбоксиметиловых эфиров гуминовых материалов и может быть использовано при бурении нефтяных и газовых скважин. Воздушно-сухой торф смешивают с твердыми NaOH и монохлорацетатом натрия Na-МХУК, при мольном соотношении ОН:NaOH:Na-МХУК, равном 1:(0,5-2,5):(0,5-2,5. Смесь подвергают интенсивному механическому измельчению в течение 10-60 мин при 25oС без добавления воды, в результате чего образуются водорастворимые карбоксиметилированные продукты. Обеспечивается расширение сырьевой базы, улучшение качества карбоксиметилированных продуктов за счет повышения содержания карбоксиметильных групп. 2 табл.

Способ увеличения добычи нефти // 2656654

Изобретение относится к области нефтедобычи. В способе увеличения добычи нефти, включающем закачку в пласт через скважину водной гелевой дисперсии, полученной смешением с водой порошкообразной композиции, содержащей обработанный ионизирующим излучением полиакриламид - ПАА и неорганическую соль многовалентного металла, смешение осуществляют непосредственно перед закачкой в пласт в проточном буферном объеме, соответствующем объему скважины, используют ПАА, обработанный ионизирующим излучением дозой 1-15 кГр, в качестве указанной соли - сульфат или хлорид алюминия или хрома при следующем их соотношении, мас.%: указанная соль алюминия или хрома 1-10, указанный ПАА - остальное, при содержании, мас.%: указанная композиция 0,5-3,0, пластовая вода – остальное, и времени контакта указанных композиции и воды в буферном объеме, определяемом условием по формуле где t - время контакта композиции и воды в буферном объеме, ч; Т - время равновесного набухания гелевой дисперсии в буферном объеме; Q - скорость закачки, м3/ч; V - буферный объем, м3. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат – увеличение добычи нефти. 1 з.п. ф-лы, 3 пр., 2 табл., 2 ил.

Состав для обработки скважины // 2657065

Изобретение относится к гидравлическому разрыву подземного пласта. Состав для обработки скважины содержит: низковязкую несущую жидкость, имеющую вязкость менее чем 50 мПа⋅с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°С; диспергированный в несущей жидкости проппант и диспергированное в несущей жидкости волокно, содержащее от 0,1 до 20 мас.% силикона, где состав для обработки скважины не создает волоконного тапонирования при потоке через узкую щель шириной 1-2 мм. Способ обработки пласта, через который проходит ствол скважины, содержащий: закачку состава для обработки скважины в пласт с образованием системы гидроразрыва, причем состав для обработки скважины содержит низковязкую несущую жидкость, имеющую вязкость менее чем 50 мПа⋅с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°С, диспергированные в ней проппант и волокно, содержащее от 0,1 до 20 мас.% силикона, и поддержание скорости закачки указанного состава для предотвращения волоконного тампонирования в системе гидроразрыва с шириной 1-2 мм, причем волокно содержит полиэфир, который подвергают гидролизу в скважине после закачки. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 2 н. и 26 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 2 пр.

Введение в ствол скважины флюида, содержащего печную пыль, через компоновку низа бурильной колонны // 2657276

Изобретение относится к подземным операциям и, в частности, к введению флюидов, содержащих печную пыль, в ствол скважины через компоновку низа бурильной колонны. Технический результат – повышение эффективности способа за счет сокращения времени на бурение, крепление и цементирование с вытесняющими жидкостями. По способу осуществляют бурение ствола скважины в подземном пласте с использованием компоновки низа бурильной колонны, соединенной с трубчатым элементом. Между стенками трубчатого элемента и стволом скважины образуют кольцевое пространство. Закачивают загустевающий вытесняющий флюид внутрь кольцевого пространства ствола скважины через компоновку низа бурильной колонны. При этом загустевающий вытесняющий флюид содержит печную пыль и воду. Компоновка низа бурильной колонны содержит буровое долото. Загустевающий вытесняющий флюид закачивают через буровое долото. При этом загустевающий вытесняющий флюид закачивают в скважину между буровым флюидом и цементной композицией. 13 з.п. ф-лы, 7 ил., 8 табл.