Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты)

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована для повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов с различной проницаемостью, насыщенных высоковязкой нефтью. Технический результат - увеличение общей растворимости карбонатной породы пласта, времени действия состава, возможность регулирования скорости растворения карбонатного коллектора. Состав для повышения нефтеотдачи пластов по первому варианту содержит, мас.%: комплексное поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ и анионактивного поверхностно-активного вещества АПАВ 1,0-4,0; борную кислоту 1,0-15,0; глицерин 0-50,0; сорбит или маннит 1,0-70,0; вода - остальное. Состав для повышения нефтеотдачи пластов по второму варианту содержит, мас.%: комплексное поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь НПАВ и АПАВ 1,0-4,0; борную кислоту 1,0-15,0; глицерин 0-50,0; карбамид 5,0-10,0; сорбит или маннит 1,0-70,0; вода - остальное. 2 н.п. ф-лы, 6 ил., 2 табл., 12 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов с различной проницаемостью, насыщенных высоковязкой нефтью.

Известны составы для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора на основе соляной кислоты (RU, пат. 2138634, Е21В 43/27, 1998; пат. 2269563, С09К 8/72, 2004; пат. 2305696, С09К 8/72, 2005), позволяющие увеличить проницаемости пласта. Недостатками этих составов являются высокая скорость растворения карбонатов при высоких температурах, что снижает глубину обработки пласта. При использовании жидких кислотных составов возникают проблемы с приготовлением составов и дополнительные расходы при транспортировке и хранении данных составов.

Известны составы для кислотной обработки призабойной зоны пласта на основе соляной кислоты, включающие поверхностно-активное вещество (ПАВ) (RU, пат. 2106487, Е21В 43/27, 1998; пат. 2110679, Е21В 43/27, 1998; пат. 2138634, Е21В 43/27, 1998; пат. 2293101, С09К 8/72, Е21В 43/27, 2005; пат. 2616949, С09К 8/72, 2016; пат. 2620685, С09К 8/72, 2016). Составы используются для интенсификации притока нефти и увеличения приемистости добывающих и нагнетательных скважин за счет увеличения глубины проникновения кислотного состава в пласт. Однако составы имеют недостаточно высокую нефтевытесняющую способность.

Известны составы для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающие поверхностно-активное вещество (ПАВ), соляную кислоту или смесь кислот и полимер (RU, пат. 2294353, С09К 8/72, С09К 8/528, 2005; пат. 2379327, С09К 8/74, 2008; пат. 2601887, С09К 8/74, 2015). Составы позволяют повысить эффективность состава для кислотной обработки за счет улучшения его реологических свойств. Полимер обеспечивает хороший контроль подвижности, сохраняет режим поршневого вытеснения. Недостатком составов является их низкая вязкость из-за низкой концентрации полимера и низкая термостабильность составов.

Наиболее близким к предлагаемому составу является состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий 1.0-4.0% мас. неионогенного и анионактивного поверхностно-активного вещества - НПАВ и АПАВ, где в качестве указанных ПАВ используют комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или смесь НПАВ АФ 9-12 или NP-40, или NP-50 и АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1, 1.0-15.0% мас. борной кислоты, 10.0-90.0% мас. глицерина и воду (RU, пат. 2546700, С09К 8/584, С09К 8/74, 2014). Состав оказывает комплексное воздействие на пласт, позволяет увеличить проницаемость карбонатного коллектора, обеспечивает высокую степень вытеснения нефти и модификацию профиля заводнения. Однако реологические характеристики состава находятся в достаточно узком диапазоне, поэтому у состава ограничена возможность регулирования физико-химических, реологических, поверхностно-активных свойств и скорости растворения карбонатного коллектора, необходимых для более эффективного нефтевытеснения, кроме того, растворимость борной кислоты в растворе глицерина ограничена.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности состава для условий месторождений высоковязких нефтей с карбонатным коллектором за счет возможности в широких пределах регулировать физико-химические и реологические свойства состава, скорость растворения карбонатного коллектора, время действия состава, общую растворимость, что обеспечивает большее влияние на растворение породы коллектора и, следовательно, увеличение ее проницаемости, подстраивая под условия конкретных месторождений.

Технический результат достигается тем, что состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий комплексное ПАВ или смесь НПАВ и АПАВ, борную кислоту, глицерин и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит сорбит или маннит при следующем соотношении компонентов, мас. %:

комплексное ПАВ
или смесь НПАВ и АПАВ 1.0-4.0
борная кислота 1.0-15.0
глицерин 0-50.0
сорбит или маннит 1.0-70.0
вода остальное

или

комплексное ПАВ
или смесь НПАВ и АПАВ 1.0-4.0
борная кислота 1.0-15.0
глицерин 0-50.0
карбамид 5.0-10.0
сорбит или маннит 1.0-70.0
вода остальное

Состав содержит или комплексное ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь неионогенного (АФ 9-12, или NP-40, или NP-50) и анионактивного ПАВ (волгоната или сульфонола, или NPS-6) в соотношении 2:1.

Неонол АФ 9-12 выпускается ОАО «Нижнекамскнефтехим», г. Нижнекамск, по ТУ 2483-077-0576801-98, представляет собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета. Неонол АФ 9-12 - оксиэтилированный изононилфенол на основе тримеров пропилена, химическая формула RArO(CH2CH2O)nH, где Ar - бензольное кольцо, R - длинный углеводородный радикал С912, n - среднее число оксиэтильных групп в молекуле НПАВ (степень оксиэтилирования), равное 12.

Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД выпускается АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ», г. Москва, по ТУ 2483-015-17197708-97, представляет собой подвижную коричневую жидкость. Нефтенол ВВД марки ЗТ - частично сульфированный неонол АФ 9-12 - смесь неонола АФ 9-12 и АПАВ - его сульфоэтоксилата (29-35%) с этиленгликолем (25-30%).

NP-40 и NP-50 - оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 40 и 50, соответственно, производства КНР, представляют собой гранулы белого цвета.

Алкилсульфонат волгонат (Волгоградский ОАО «Химпром»), ТУ 2481-308-05763458-2001, представляет собой пасту однородную по составу. Волгонат - алкилсульфонат натрия, химическая формула R-SO2ONa с длиной цепи алкильного радикала R C11-C18, полученного из н-парафинов.

Сульфонол - натрий алкилбензолсульфонат, смесь изомеров натриевых солей алкилбензолсульфокислот, выпускается ФКП завод им. ЯМ. Свердлова, г. Дзержинск, по ТУ 2481-135-02510508-2007, представляет собой белый или светло-желтый порошок. Химическая формула CnH2n+1C6H4SO3Na, где n=12-18.

Борная кислота выпускается по ГОСТ 9656-75, представляет собой кристаллический порошок белого цвета. Химическая формула Н3ВО3.

Для приготовления составов можно использовать глицерин дистиллированный и глицерин технический. Глицерин дистиллированный выпускается по ГОСТ 6259-75, представляет собой густую, бесцветную, прозрачную гигроскопическую жидкость, смешивается с водой в любых соотношениях. Химическая формула С3Н5(ОН)3. Глицерин технический - отход получения биотоплив с содержанием глицерина 80÷96% мас.

Сорбит - многоатомный спирт с шестью атомами углерода, производства КНР. Представляет собой бесцветные кристаллы сладкого вкуса. Химическая формула НОСН2(СНОН)4СН2ОН.

Маннит - органическое соединение, многоатомный спирт с шестью атомами углерода, производства КНР. Маннит представляет собой кристаллический негигроскопичный порошок без цвета и запаха, сладковатый на вкус. Химическая формула СН2ОН(СНОН)4СН2ОН или C6H14O6, или С6Н8(ОН)6.

Растворимость борной кислоты в растворе глицерина ниже, чем в растворах сорбита и маннита, поэтому можно при той же концентрации борной кислоты в растворе уменьшить концентрацию многоатомного спирта в составе (фиг. 1). При взаимодействии борной кислоты и многоатомных спиртов (глицерина, сорбита и маннита) образуются сильные комплексные кислоты - глицеринборная, сорбитборная и маннитборная. При увеличении концентрации многоатомных спиртов значения рН растворов монотонно снижаются, в интервале от 5.9 до 0.8 ед. рН. При взаимодействии борной кислоты и многоатомных спиртов и образования комплекса кислоты со спиртами значение рН 1%-ного раствора борной кислоты в водно-спиртовых растворителях при увеличении концентрации многоатомных спиртов в растворителе снижается от 5.9 ед. рН до 1.7-2.7 ед. рН, 5%-ного раствора - от 3.4 до 1.5-2.2 ед. рН и 10%-ного - до 1.3-1.8 ед. рН (фиг. 2-4). Значения рН в растворах сорбитборной и маннитборной кислот существенно ниже, чем в растворах глицеринборной кислоты, так как сорбитборная и маннитборная кислоты значительно сильнее глицеринборной, поэтому представляет интерес также совместное использование глицерина и сорбита или маннита в составах для повышения нефтеотдачи пластов.

Кроме того, в результате взаимодействия кислотных составов с низким рН с карбонатным коллектором выделяется CO2, который растворяется в нефти и снижает ее вязкость, что способствует увеличению степени извлечения нефти. При взаимодействии предлагаемого состава с карбонатным коллектором по сравнению с прототипом выделяется больше CO2, следовательно, больше снижается вязкость нефти.

Растворы борной кислоты на основе многоатомных спиртов сорбита и маннита имеют более высокие значения плотности и вязкости, чем на основе глицерина. При увеличении концентрации спиртов в растворах борной кислоты до 30% вязкость растворов отличается незначительно. Затем при повышении концентрации глицерина и сорбита с 30% мас. до 70% мас. вязкость растворов повышается, при этом вязкость 1%-ных растворов борной кислоты - в 9.6 раз, 10%-ных - в 14.5 раз (фиг. 2-4).

Кроме того, вязкость состава, содержащего в качестве многоатомного спирта глицерин, при нагревании от 20 до 90°C снижается в 3 раза. Введение в предлагаемый состав многоатомного спирта - сорбита или при совместном использовании глицерина и сорбита в составах для повышения нефтеотдачи пластов вязкость растворов снижается максимально в 1.3-1.6 раз. То есть введение в предлагаемый состав многоатомных спиртов - сорбита и маннита - позволит в пластовых условиях при пластовых температурах сохранять реологические свойства состава.

Растворы предлагаемого состава для повышения нефтеотдачи пластов - подвижные прозрачные светлые низкозастывающие жидкости, без осадка. Межфазное натяжение растворов на границе с нефтью Усинского месторождения ниже 0.001 мН/м, поверхностное натяжение - 32.2-33.0 мН/м. Составы являются ньютоновскими жидкостями, то есть зависимость напряжения от скорости сдвига имеет линейный характер и значения вязкости не зависят от скорости сдвига.

Предлагаемые составы способны образовывать непосредственно в пласте под влиянием термобарических пластовых условий, а также в результате взаимодействия с породой коллектора и пластовыми флюидами эффективные нефтевытесняющие жидкости для интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи месторождений высоковязких нефтей, в том числе технологичных для применения в северных и арктических регионах.

Физико-химические свойства предлагаемого состава с различными соотношениями компонентов приведены в таблице 1. Плотность растворов определяли пикнометрическим методом, вязкость - с помощью вибрационного вискозиметра «Реокинетика» с камертонным датчиком. Значения рН растворов композиции определяли потенциометрическим методом с применением стеклянного электрода с использованием микропроцессорного лабораторного рН-метра производства HANNA Instruments. Варьируя в предлагаемом составе компоненты и их концентрации, можно получить растворы с заданной плотностью от 1036 до 1342 кг/м3 и вязкостью от 1.3 до 786 мПа⋅с, совместимые с минерализованными пластовыми водами, имеющие высокую нефтевытесняющую способность применительно к различным геолого-физическим условиям месторождений тяжелых высоковязких нефтей.

Растворяющую способность предлагаемого состава по отношению к карбонатным породам определяли по скорости реакции растворов с мрамором гравиметрическим методом. Определяли массу и площадь поверхности кусков мрамора, помещали их в стальные герметично закрывающиеся ячейки, заливали раствором и выдерживали в воздушном термостате при 20, 90 и 150°C в течение 6 часов. Затем после опыта куски мрамора промывали и после просушки взвешивали. Оценку скорости реакции состава с мрамором рассчитывали по формуле:

Vp=(m0⋅m)/(S⋅τ),

где Vp - скорость реакции, г/м2⋅ч;

m0 - масса куска мрамора до проведения опыта, г;

m - масса куска мрамора после проведения опыта, г;

S - площадь куска, м2;

τ - время опыта, ч.

В растворах предлагаемого состава скорость растворения мрамора при 20°C составляет 1.7-128.8 г/(м2⋅ч), при 90°C - 11.4-336.4 г/(м2⋅ч) и при 150°C - 4.9-222.1 г/(м2⋅ч). При повышении концентрации борной кислоты скорость растворения увеличивается, причем, чем выше температура, тем скорость растворения мрамора выше. При добавлении карбамида в композицию скорость растворения мрамора снижается. Изменяя в предлагаемом составе компоненты и их концентрации, можно получить растворы с заданной скоростью растворения карбонатной породы, применительно к различным геолого-физическим условиям месторождений.

Исследование кинетики взаимодействия составов с карбонатными породами пласта показало, что наибольшую растворяющую способность имеют композиции на основе борной кислоты и сорбита, таблица 2.

По окончании опытов определяли изменение рН растворов после термостатирования их с мрамором. Значения рН растворов получали потенциометрическим методом с применением стеклянного электрода с использованием микропроцессорного лабораторного рН-метра производства HANNA Instruments. Повышение рН с ростом температуры связано с увеличением скорости гидролиза карбамида с образованием аммиака NH3: при температуре 90°C за 6 час гидролиз карбамида происходит не полностью, а при 150°C - полностью. При увеличении температуры термостатирования до 150°C скорость реакции мрамора с растворами состава снижается, так как при этой температуре повышается скорость реакции гидролиза карбамида и параллельно с реакцией взаимодействия состава с карбонатной породой в растворе идет реакция нейтрализации кислотных групп образовавшимся аммиаком. Результаты испытаний растворяющей способности состава и изменение рН раствора в результате этого приведены в таблице 2 и на фиг. 5. В зависимости от концентрации компонентов состава можно подобрать состав, способный с оптимальной скоростью изменять проницаемость карбонатного коллектора.

Кроме того, проводили исследование кинетики взаимодействия прототипа и предлагаемого состава с карбонатными породами пласта. Динамику растворения мраморного кубика определяли гравиметрическим методом при исследовании потери массы образцов мрамора, помещенных в растворы нефтевытесняющей кислотной композиции на 1-8 суток при температуре 23°C. Результаты приведены на фиг. 6. Общая растворимость карбонатной породы пласта с использованием предлагаемого состава по сравнению с прототипом увеличивается минимально в 1.4-1.7 раза, максимально в 3.6-4.8 раза. То есть за одно и то же время предлагаемый состав по сравнению с прототипом будет оказывать существенно большее влияние на растворение породы коллектора и, следовательно, увеличение ее проницаемости.

Приводим примеры конкретных составов.

Пример 1. По прототипу. К 430.0 г пресной воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 500.0 г глицерина и затем 50.0 г борной кислоты. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 50.0% мас. глицерина и 43.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1, 2, и на фиг. 6.

Пример 2. По прототипу. 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г карбамида и 500.0 г глицерина добавляют к 380.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 5.0 мас. % карбамида, 50.0% мас. глицерина и 38.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1,2 ина фиг. 5, 6.

Пример 3. К 810.0 г воды добавляют 40.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты и 100.0 г маннита. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 4.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. маннита и 81.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1, 2 и на фиг. 6.

Пример 4. 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г карбамида и 200.0 г сорбита добавляют к 680.0 г воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 5.0% мас. карбамида, 20.0% мас. сорбита и 68.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1,2 и на фиг. 5, 6.

Пример 5. К 880.0 г воды добавяют 10.0 г Нефтенола ВВД, 10.0 г борной кислоты 50.0 г карбамида и 50.0 г сорбита. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. Нефтенола ВВД, 1.0% мас. борной кислоты, 5.0% мас. карбамида, 5.0% мас. сорбита и 88.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1,2.

Пример 6. 10.0 гр неонола АФ 9-12, 5.0 г волгоната, 50.0 г борной кислоты, 100.0 г карбамида и 200.0 г сорбита добавляют к 635.0 г воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. неонола АФ9-12, 0.5% мас. волгоната, 5.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 20.0% мас. сорбита и 63.5% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1,2.

Пример 7. К 285.0 г воды добавляют 10.0 г NP-50, 5.0 г NPS-6, 100.0 г борной кислоты, 100.0 г карбамида и 500.0 г сорбита. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. NP-50, 0.5% мас. NPS-6, 10.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 50.0% мас. сорбита и 28.5% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1, 2 и на фиг. 6.

Пример 8. К 13.0 г NP-40, 7.0 г сульфонола, 150.0 г борной кислоты и 700.0 г сорбита добавляют 130.0 г воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.3% мас. NP-40, 0.7% мас. сульфонола, 15.0% мас. борной кислоты, 70.0% мас. сорбита и 13.0% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1, 2.

Пример 9. 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты, 100.0 г карбамида, 200.0 г глицерина и 100.0 г сорбита добавляют к 530.0 г воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 10.0% мас. сорбита и 53.0% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1, 2.

Пример 10. К 380.0 г воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 100.0 г борной кислоты, 100.0 г карбамида 200.0 г глицерина и 200.0 г сорбита. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 10.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина, 20.0% мас. сорбита и 38.0% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1, 2, фиг. 6.

Пример 11. 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты, 200.0 г глицерина и 10.0 г сорбита добавляют к 720.0 г воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 20.0% глицерина, 1.0% мас. сорбита и 72.0% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1, 2.

Пример 12. К 630.0 г воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 100.0 г борной кислоты, 50.0 г глицерина и 200.0 г сорбита. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% Нефтенола ВВД, 10.0% мас. борной кислоты, 5.0% мас. глицерина, 20.0% мас. сорбита и 63.0% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1, 2, фиг. 6.

Таким образом, предлагаемый состав оказывает комплексное воздействие на месторождения высоковязких нефтей с карбонатным коллектором, позволяет увеличить проницаемость карбонатного коллектора за счет возможности в широких пределах регулировать физико-химические и реологические свойства состава и скорость растворения карбонатного коллектора, подстраивая их под условия конкретных месторождений. Общая растворимость карбонатной породы пласта с использованием предлагаемого состава по сравнению с прототипом увеличивается минимально в 1.4-1.7 раза, максимально в 3.6-4.8 раза. Время действия состава увеличивается минимум в 2 раза. При увеличении проницаемости пород в зонах с низкой проницаемостью коллектора при разработке залежей высоковязких нефтей повышается продуктивность добывающих скважин, увеличиваются дебиты по нефти. Кроме того, в результате взаимодействия с карбонатным коллектором предлагаемого состава, имеющего большую растворяющую способность по сравнению с прототипом, выделяется больше CO2, следовательно, больше снижается вязкость нефти, что способствует увеличению степени ее извлечения.

1. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий комплексное поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ и анионактивного поверхностно-активного вещества АПАВ, борную кислоту и глицерин, отличающийся тем, что дополнительно содержит сорбит или маннит при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Комплексное ПАВ или смесь НПАВ и АПАВ 1,0-4,0
Борная кислота 1,0-15,0
Глицерин 0-50,0
Сорбит или маннит 1,0-70,0
Вода Остальное

2. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий комплексное ПАВ или смесь НПАВ и АПАВ, борную кислоту, карбамид и глицерин, отличающийся тем, что дополнительно содержит сорбит или маннит при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Комплексное ПАВ или смесь НПАВ и АПАВ 1,0-4,0
Борная кислота 1,0-15,0
Карбамид 5,0-10,0
Глицерин 0-50,0
Сорбит или маннит 1,0-70,0
Вода Остальное



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к добыче текучих сред из подземных пластов с образованием сети скопления расклинивающего агента в трещинах пласта. Повторно восстанавливаемый островок расклинивающего агента, содержащий первое количество обработанного расклинивающего агента, достаточное для обеспечения формирования островков расклинивающего агента в трещинах, сформированных во время гидроразрыва, и для сохранения островков в неизменном виде, если они двигаются в пласте во время и/или после операций гидроразрыва, или во время операций закачивания, или во время операций по добыче, или для обеспечения формирования указанных островков в трещинах для обеспечения повторного формирования островков или их разрушения и повторного формирования во время указанных операций, для поддержания высокой проводимости трещины и для улавливания мелких частиц пласта во время указанных операций, где агент имеет частичное или полное покрытие из композиции, изменяющей дзета-потенциал, содержащей агрегирующую композицию, содержащую продукт реакции амина-фосфата, аминный компонент или их смеси и комбинации, а продукт реакции амина-фосфата представляет собой продукт реакции: амина, выбранного из указанных видов веществ, и сложного фосфатного эфира, выбранного из указанных видов веществ, сложного фосфатного эфира алканоламинов, фосфатных эфиров алкилированных фенолов, фосфатных эфиров этиленгликоля или пропиленгликоля.
Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва пласта. Способ включает закачку в пласт пены, образующейся на забое скважины в результате одновременной закачки пенообразующего и газовыделяющего растворов.

Изобретение относится к извлечению битума из подземных локаций. Технический результат - более низкая концентрация и более высокая термальная стабильность используемых добавок, отсутствие загрязнения почвы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ремонтно-изоляционных работ в скважинах для ликвидации межпластовых перетоков флюидов, ограничения водопритоков и повышения эффективности работы скважин.

Группа изобретений относиться к флюидам для скважинных операций. Технический результат – повышение скорости бурения, снижение скручивающих и осевых нагрузок на бурильную колону, возможность применения в горизонтальных скважинах.

Изобретение относится к бурению нефтяных, газовых и геолого-разведочных скважин, а именно к смазочным добавкам для буровых растворов. Технический результат - сохранение высоких показателей смазочных свойств, а также повышение противоприхватных свойств на границе «металл - глинистая корка» и «металл - металл» в пресных и минерализованных буровых растворах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает последовательную закачку закрепляющего состава и отвердителя.

Настоящее изобретение относится к усилителям действия разжижителей, содержащих соединения железа, и способам их применения при гидроразрыве подземного пласта. Способ гидроразрыва подземного пласта - ГРПП, через который проходит ствол скважины, включающий стадию введения в ствол скважины жидкости для обработки скважины под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, где жидкость для обработки скважины содержит воду, по меньшей мере, один акриламидсодержащий полимер - ААСП, одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из группы, состоящей из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты - ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты - ДТПА, гуминовых кислот и лигносульфатов.
Изобретение относится к способу получения концентрированной депрессорной суспензии и ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений. Способ включает смешение полиальфаолефина в растворе спирта, в качестве которого используют бутанол и/или гексанол, при добавлении стабилизатора анионного или катионного поверхностно-активного вещества, представляющего собой бензалкониум хлорид или лаурилсульфат натрия.

Изобретение относится к устройствам для обработки призабойной зоны скважины за счет разрыва пласта газообразными продуктами сгорания твердых топлив и может быть использовано для повышения продуктивности нефтяных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – одинаковая эффективность воздействия на все вскрытые продуктивные горизонты со значимым отличием фильтрационно-емкостных свойств. Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта неоднородных карбонатных коллекторов содержит, мас.%: соляную кислоту 15-25; эмульгатор NF-15 0,4-1; нефть Iran light 10-20; ингибитор коррозии «ИКУ-118» 0,04-0,1; воду остальное. 3 табл.

Группа изобретений относится к способам обработки подземной формации кислотными растворами. Технический результат - замедление реакции между кислотой и подземной формацией и как следствие увеличение проницаемости и продуктивности подземной формации. Водная композиция для обработки и стимулирования формации в подземной скважине содержит хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 до 28 мас.% и по меньшей мере одну аминокислоту, причем молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5, и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту, и где аминокислота выбрана из группы, состоящей из аланина, аспарагина, аспарагиновой кислоты, цистеина, глутаминовой кислоты, гистидина, лейцина, лизина, метионина, пролина, серина, треонина, валина и их комбинаций. 4 н. и 20 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл., 1 пр.
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для воздействия на добываемые флюиды, предназначенным для образования стойкой водонефтяной эмульсии, а также для предотвращения отложения асфальтенов, смол, асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПВ) при добычи и транспортировки нефти. Состав содержит техническое моющее средство МЛ-81Б, отработанное моторное масло «Castrol», прошедшее фильтрацию, насыщенные и ненасыщенные жирные кислоты и щелочь, вносимые в составе хозяйственного мыла 72%, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: технический моющий препарат МЛ-81Б - 60,0; отработанное моторное масло «Castrol», прошедшее фильтрацию, - 10,0; насыщенные и ненасыщенные жирные кислоты и щелочь, вносимые в составе хозяйственного мыла 72%, - 30,0. Цель изобретения: повысить эффективность состава для воздействия на добываемые флюиды за счет увеличения скорости его активации.

Настоящее изобретение относится к способам и системам формирования стабилизированной эмульсии и извлечения углеводородного материала из подземного пласта. Способ получения углеводородного материала из по крайней мере одного подземного пласта и нефтеносного песчаника, включающий смешивание амфифильных наночастиц с флюидом-носителем для образования суспензии, амфифильные наночастицы включают основную часть, гидрофобные группы, присоединенные к первой стороне основной части, и гидрофильные группы, включающие анионные или катионные функциональные группы, присоединенные ко второй стороне основной части, до контактирования по крайней мере одного подземного пласта и взвеси, включающей нефтеносный песчаник и воду, с суспензией модифицируют величину рН суспензии, где модифицирование включает уменьшение величины рН суспензии, включающей амфифильные наночастицы, включающие катионные функциональные группы, для повышения растворимости амфифильных наночастиц в суспензии, реагирующей на уменьшение величины рН суспензии, или увеличение величины рН суспензии, включающей амфифильные наночастицы, включающие анионные функциональные группы, для повышения растворимости амфифильных наночастиц в суспензии, реагирующей на увеличение величины рН суспензии, контактирование по крайней мере одного подземного пласта и взвеси, включающей нефтеносный песчаник и воду, с суспензией для образования эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами, и удаление углеводородов из эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами. Способ формирования суспензии для заводнения, включающий гидролиз гидрофильного соединения, включающего по крайней мере одно из следующих соединений: ортосиликат, оксисилан, аминосилан, силанол, эпоксисилан и алкоксид металла, при этом образуется экспонированная гидроксильная группа, гидролиз гидрофобного соединения, включающего оксисилан, включающий неполярную углеводородную группу, взаимодействие экспонированной группы гидрофильного соединения с гидроксильной группой гидрофобного соединения, при этом образуются амфифильные наночастицы, и смешивание амфифильных наночастиц, по крайней мере, с одним флюидом-носителем. Суспензия для извлечения углеводородов из подземного пласта путем заводнения, включающая множество амфифильных наночастиц, включающих материал-основу, включающую по крайней мере одно из соединений: диоксид кремния, металл и оксид металла, множество гидрофильных функциональных групп, расположенных на поверхности материала-основы, и множество гидрофобных функциональных групп, расположенных на противоположной поверхности материала-основы, и по крайней мере один флюид-носитель, где величина рН суспензии составляет ниже чем 3,0. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности извлечения углеводородов из подземного пласта. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 ил.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение охвата обрабатываемого пласта тепловым воздействием, сокращение сроков прогрева обрабатываемого пласта, снижение энергетических затрат на реализацию способа, увеличение коэффициента нефтеизвлечения. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах включает использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости обрабатываемого пласта, спуск колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) или безмуфтовых длинномерных труб (БДТ) колтюбинговой комбинированной установки, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев обрабатываемого пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину и контроль технологических параметров пласта. Перед спуском колонны НКТ или БДТ определяют приемистость горизонтальной нагнетательной скважины и коэффициенты глинистости и карбонатности в породе обрабатываемого пласта. Выделяют интервал с приемистостью от 0,1 до 10 м3/сут на 100 м длины горизонтального ствола нагнетательной скважины и коэффициентом глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. Определяют длину и объем выделенного интервала. При длине выделенного интервала, равной длине горизонтальной части нагнетательной скважины, спускают колонну НКТ или БДТ выше 3-5 м от забоя горизонтальной нагнетательной скважины, через колонну НКТ или БДТ закачивают кислотный состав в горизонтальную нагнетательную скважину. При значении коэффициента карбонатности от 0 до 0,049 доли ед. кислотный состав включает, мас. доли: 24%-ную ингибированную соляную кислоту 0,33-0,50; 70%-ную фтористоводородную кислоту 0,04-,07; воду - остальное. При значении коэффициента карбонатности от 0,05 до 0,95 доли ед. кислотный состав включает, мас. доли: 24%-ную ингибированную соляную кислоту 0,33-0,50; воду - остальное. Объем кислотного состава определяют в зависимости от объема выделенного интервала. Продавливают кислотный состав 5%-ным по массе водным раствором хлорида калия в объеме колонны НКТ или БДТ. Поднимают колонну технологических НКТ или БДТ в вертикальную часть скважины, закрывают горизонтальную нагнетательную скважину на реагирование до 4-5 ч. Спускают колонну НКТ или БДТ выше 3-5 м от забоя и промывают горизонтальную нагнетательную скважину аэрированной жидкостью в объеме не менее закачанного кислотного состава до нейтрального значения водородного показателя рН выносимой жидкости. Далее производят закачку теплоносителя и отбор продукции. При длине выделенного интервала меньше длины горизонтальной части нагнетательной скважины колонну НКТ или БДТ устанавливают в середину выделенного интервала, осуществляют указанные выше операции, начиная от закачки кислотного состава до его продавки. Затем перемещают колонну НКТ или БДТ до середины следующего выделенного интервала и повторяют указанные операции. Обработку начинают с ближайшего к забою выделенного интервала. 2 н.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл., 2 пр.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована для повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов с различной проницаемостью, насыщенных высоковязкой нефтью. Технический результат - увеличение общей растворимости карбонатной породы пласта, времени действия состава, возможность регулирования скорости растворения карбонатного коллектора. Состав для повышения нефтеотдачи пластов по первому варианту содержит, мас.: комплексное поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ и анионактивного поверхностно-активного вещества АПАВ 1,0-4,0; борную кислоту 1,0-15,0; глицерин 0-50,0; сорбит или маннит 1,0-70,0; вода - остальное. Состав для повышения нефтеотдачи пластов по второму варианту содержит, мас.: комплексное поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь НПАВ и АПАВ 1,0-4,0; борную кислоту 1,0-15,0; глицерин 0-50,0; карбамид 5,0-10,0; сорбит или маннит 1,0-70,0; вода - остальное. 2 н.п. ф-лы, 6 ил., 2 табл., 12 пр.

Наверх