Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором при естественном режиме, без теплового воздействия. Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором, содержащий комплексное поверхностно-активное вещество - ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ - НПАВ АФ 9-12 или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1, борную кислоту и глицерин, дополнительно содержит электролит: AlCl3 или FeCl3, или FeCl2, или MgCl2, при следующем соотношении компонентов, % мас. : комплексное ПАВ или смесь НПАВ и АПАВ 1.0-4.0, борная кислота 1.0-5.0, глицерин 10.0-50.0, электролит AlCl3 или FeCl3, или FeCl2, или MgCl2 0.5-20.0, вода - остальное. Технический результат - повышение эффективности состава для условий месторождений высоковязких нефтей с карбонатным коллектором за счет возможности в широких пределах регулировать физико-химические, реологические, поверхностно-активные свойства состава и скорость растворения карбонатного коллектора, подстраивая их под условия конкретных месторождений. 9 пр., 4 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором при естественном режиме, без теплового воздействия.

Известны составы для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора для интенсификации добычи нефти, увеличения приемистости скважин на основе соляной кислоты (RU, пат. 2106487, Е21В 43/27, 1998; пат. 2178068, Е21В 43/22, Е21В 43/321, 2000; пат. 2269563, С09К 8/72, 2004; пат. 2293101, Е21В 43/27, 2007, пат. 2305696, С09К 8/72, 2007), содержащие поверхностно-активные вещества. Недостатками этих составов являются высокая скорость растворения карбонатов, 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 для интенсификации работы нагнетательных и добывающих скважин, включающие поверхностно-активное вещество (ПАВ), полимер или эмульсию полимера в масле и соляную кислоту или смесь кислот (RU, пат. 2294353, С09К 8/72, С09К 8/528, 2007; пат. 2379327, С09К 8/74. 2010). Составы, кроме снижения скорости реагирования кислотного состава с породой, позволяют увеличить охват пласта воздействием. Однако составы имеют реологические свойства (низкую вязкость), не сопоставимые с реологическими свойствами высоковязкой нефти.

Наиболее близким к предлагаемому составу является состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий 1.0-4.0% мас. неионогенного и анионактивного поверхностно-активныого 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 месторождение, 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.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности состава для условий месторождений высоковязких нефтей с карбонатным коллектором за счет возможности в широких пределах регулировать физико-химические, реологические, поверхностно-активные свойства состава и скорость растворения карбонатного коллектора, подстраивая их под условия конкретных месторождений.

Технический результат достигается тем, что состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий 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, борную кислоту и глицерин, дополнительно содержит электролит: AlCl3 или FeCl3, или FeCl2, или MgCl2, при следующем соотношении компонентов, % мас.:

Комплексный ПАВ
или смесь НПАВ и АПАВ 1.0-4.0
борная кислота 1.0-5.0
глицерин 10.0-50.0
электролит - AlCl3 или FeCl3, или FeCl2, или MgCl2 0.5-20.0
вода остальное

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 АФ9-12 - оксиэтилированный изононилфенол на основе тримеров пропилена, химическая формула RArO(CH2CH2O)nH, где Аг - 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 прозрачные маслянистые жидкости от бесцветного до светло-желтого 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. Я.М. 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, его ориентировочный состав: глицерин - 80÷82%; вода - 10÷45%; NaCl - 5÷7%, плотность при 20°С - 1,27 г/см3.

Алюминий хлористый 6-ти водный выпускается по ГОСТ 3759-75, представляет собой кристаллический порошок желтоватого цвета. Химическая формула - AlCl3⋅6Н2О.

Хлорид железа (II) 4-х водный выпускается по ТУ 6-02-609-86, представляет собой бесцветные кристаллы, желтеющие на воздухе. Хорошо растворим в воде. Химическая формула - FeCl2⋅4Н2О.

Хлорид железа (III) 6-ти водный выпускается по ГОСТ 4147-74, представляет собой мягкую кристаллическую массу или куски желто-бурого цвета, растворим в воде, спирте и эфире, гигроскопичен. Химическая формула - FeCl3⋅6Н2О.

Магний хлористый 6-ти водный выпускается по ГОСТ 7204-77, представляет собой бесцветные кристаллы. Химическая формула - MgCl2⋅6Н2О.

Влияние электролитов AlCl3, FeCl3, FeCl2, MgCl2 на физико-химические и реологические свойства растворов состава представлены на фиг. 1, 2.

Плотность растворов определяли пикнометрическим методом, вязкость - вибрационным методом с использованием вискозиметра «Реокинетика», измерения проводили при температуре 20°С. рН растворов определяли потенциометрическим методом с использованием микропроцессорного лабораторного рН-метра производства HANNA Instruments, измерение межфазного натяжения - сталагмометрическим методом. Реологические свойства определяли с помощью метода ротационной вискозиметрии с использованием ротационного вискозиметра "Реотест-2.1.М" (измерительная система коаксиальных цилиндров S/S1). При различных скоростях сдвига получены реологические кривые течения растворов композиции, определены значения вязкостей.

Значения рН известного состава составляют 1.5-5.1 ед. рН. При добавлении электролитов с концентрациями от 0.5 до 20% мас. значения рН растворов состава снижаются. Добавление AlCl3 снижает рН раствора предлагаемого состава до минус 0.54-2.53 ед. рН, FeCl2 - 0.65-2.4 ед. рН, FeCl3 - минус 0.25-1.5 ед. рН и MgCl2 - 0.52-2.5 ед. рН. Более низкие значения рН растворов предлагаемого состава позволят более длительное время в пластовых условиях при разбавлении взаимодействовать с породой, увеличивая проницаемость карбонатного коллектора, кроме того при этом увеличивается радиус действия состава.

Значение вязкости известного состава, содержащего 1.5% мас. ПАВ, 5% мас. борной кислоты и 50.0% мас. глицерина, составляет 5.8 мПа⋅с. Добавление электролитов с различными концентрациями (от 0.5 до 20.0% мас.) повышает вязкость состава. При добавлении к раствору с таким же соотношением компонентов (борной кислоты и глицерина) электролита - FeCl3 значения вязкости раствора предлагаемого состава находятся в интервале от 6.5 до 212.0 мПа⋅с, FeCl2 - от 5.9 до 370.0 мПа⋅с, MgCl2 - от 5.2 до 2670.0 мПа⋅с и AlCl3 - от 6.5 до 22750.0 мПа⋅с, плотность при этом увеличивается до 1.14-1.36 г/см3, что позволяет в широких пределах регулировать физико-химические и реологические свойства состава и скорость растворения карбонатного коллектора. Увеличение вязкости состава до величины, сопоставимой с вязкостью нефти, обеспечит «поршневое» вытеснение нефти» и выравнивание фронта нефтевытеснения в пластовых условиях. К тому же, высокая вязкость предлагаемого состава снижает скорость растворения карбонатной породы, что также увеличивает длительность эффективной работы состава в пласте.

Добавление электролитов к предлагаемому составу снижает межфазное натяжение растворов на границе с нефтью Усинского месторождения минимально на 40-50%, максимально в 4-7 раз, что также должно обеспечить дополнительное вытеснение нефти.

При исследовании реологических свойств установлено, что растворы предлагаемого состава являются ньютоновскими жидкостями, то есть зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига имеет линейный характер и значения вязкости не зависят от скорости сдвига, что способствует выравниванию профиля вытеснения нефти из неоднородной по проницаемости среды, более эффективному нефтевытеснению в пластовых условиях, фиг. 2.

Исследование совместимости растворов предлагаемого состава с минерализованными пластовыми водами показало, что при разбавлении растворов в 2 раза моделью сеноманской воды (плотность - 1.01 г/см3, минерализация - 16.5 г/л) и моделью пластовой воды (плотность - 1.18 г/см3, минерализация - 193.1 г/л), получаются прозрачные растворы.

Растворы предлагаемого состава являются низкозастывающими, совместимыми с минерализованными пластовыми водами. В зависимости от вида электролита и его концентрации в растворе предлагаемого состава можно регулировать для конкретных условий нефтяных месторождений в широком пределе физико-химические, реологические и поверхностно-активные свойства растворов при применении их в нефтедобывающей отрасли для интенсификации разработки залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором. Низкие значения рН растворов предлагаемого состава позволяют использовать растворы состава для увеличения проницаемости карбонатного коллектора пласта более длительное время. Низкие значения межфазного натяжения растворов состава на границе с нефтью Усинского месторождения и их более высокая вязкость обеспечивают высокую степень вытеснения нефти и выравнивание профиля вытеснения. Предлагаемый состав в пластовых условиях длительное время оказывает комплексное положительное воздействие на нефть и породу-коллектор месторождения, способствует интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором.

Физико-химические свойства растворов предлагаемого состава с различными соотношениями компонентов приведены в таблице 1.

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 стеклянные ячейки, заливали раствором и выдерживали при температуре 23°С в течение 24 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.

Результаты испытаний растворяющей способности состава приведены в таблице 2. По этой же методике провели испытания растворяющей способности по отношению к карбонатному коллектору предлагаемого состава, разбавленного в 2 раза пресной водой, табл. 2. Скорость растворения карбонатной породы в растворах предлагаемого состава при разбавлении пресной водой повышается за счет снижения вязкости при сохранении достаточно низких значений рН растворов.

Кроме того, оценку эффективности предлагаемого состава проводили в лабораторных условиях по динамике растворения мраморного кубика, выдержанного в растворах состава.

Динамику растворения мраморного кубика определяли гравиметрическим методом при исследовании потери массы образцов мрамора, помещенных в растворы предлагаемого состава и состава, разбавленного в 2 раза пресной водой, на 1-7 суток при температуре 23°С. Результаты приведены в таблицах 3, 4.

Приводим примеры конкретных составов.

Пример 1. Прототип. К 435.0 гр пресной воды добавляют 10.0 гр неонола АФ9-12, 5.0 гр волгоната, 50.0 гр борной кислоты и 500.0 гр глицерина. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 1.0% мас. неонола АФ9-12, 0.5% мас. волгоната, 5.0% мас. борной кислоты, 50.0% мас. глицерина и 43.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1-4.

Пример 2. 20.0 гр Нефтенола ВВД, 50.0 гр борной кислоты, 271.0 гр AlCl3⋅6H2O и 500.0 гр глицерина добавляют к 159.0 гр воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 50.0% мас. глицерина, 15.0% мас. AlCl3 и 28.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1-4.

Пример 3. К 500.0 гр глицерина добавляют 10.0 гр NP-50, 5.0 гр волгоната, 50.0 гр борной кислоты, 90.0 гр AlCl3⋅6H2O и 345.0 гр пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 1.0% мас. NP-50, 0.5% мас. волгоната, 5.0% мас. борной кислоты, 50.0% мас. глицерина, 5.0% мас. AlCl3 и 38.5% мас. воды. Результаты исследований приведены в таблицах 1-4.

Пример 4. 10.0 гр Нефтенола ВВД, 50.0 гр борной кислоты, 500.0 гр глицерина и 16.4 гр FeCl3⋅6H2O добавляют к 423.6 гр воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 1.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 1.0% мас. FeCl3, 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 1-4.

Пример 5. К 106.0 гр пресной воды добавляют 700.0 гр глицерина, 10.0 гр неонола АФ9-12, 5.0 гр волгоната, 100.0 гр борной кислоты и 79.0 гр FeCl2⋅4H2O. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 1.0% мас. неонола АФ9-12, 0.5% мас. волгоната, 10.0% мас. борной кислоты, 5.0% мас. FeCl2, 70.0% мас. глицерина и 13.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1-4.

Пример 6. 10.0 гр NP-40, 5.0 гр сульфанола, 50.0 гр борной кислоты, 333.0 гр FeCl3⋅6H2O и 102.0 гр пресной воды добавляют к 500.0 гр глицерина. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 1.0% мас. NP-40, 0.5% мас. сульфанола, 5.0% мас. борной кислоты, 20.0% мас. FeCl3, 50.0% мас. глицерина и 23.5% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1-4.

Пример 7. К 500.0 гр глицерина добавляют 10.0 гр NP-40, 5.0 гр NPS-6, 50.0 гр борной кислоты, 31.4 гр FeCl2⋅4H2O и 403.6 гр пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 1.0% мас. NP-40, 0.5% мас. NPS-6, 5.0% мас. борной кислоты, 2.0% мас. FeCl2, 50.0% мас. глицерина и 41.5% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1-4.

Пример 8. 40.0 гр Нефтенола ВВД, 10.0 гр борной кислоты, 100.0 гр глицерина и 213.0 гр MgCl2⋅6H2O добавляют к 637.0 гр пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 4.0% мас. Нефтенола ВВД, 1.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. MgCl2, 10.0% мас. глицерина и 75.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1-4.

Пример 9. 10.0 гр Нефтенола ВВД, 150.0 гр борной кислоты и 11.0 гр MgCl2⋅6H2O добавляют к 829.0 гр глицерина. После тщательного перемешивания получают 1000.0 гр состава, содержащего 1.0% мас. Нефтенола ВВД, 15.0% мас. борной кислоты, 0.5% мас. MgCl2, 82.9% мас. глицерина и 0.6% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1-4.

Таким образом, добавление электролитов позволяет регулировать физико-химические, реологические и поверхностно-активные свойства растворов предлагаемого состава в более широких пределах. Низкие значения рН растворов предлагаемого состава позволяют использовать растворы состава для увеличения проницаемости карбонатного коллектора пласта более длительное время. Низкие значения межфазного натяжения растворов состава на границе с нефтью Усинского месторождения и их более высокая вязкость обеспечивают высокую степень вытеснения нефти и выравнивание профиля вытеснения. Предлагаемый состав в пластовых условиях длительное время оказывает комплексное положительное воздействие на нефть и породу-коллектор месторождения, способствует интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором.

Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором, содержащий комплексное поверхностно-активное вещество - ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ - НПАВ АФ 9-12 или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1, борную кислоту и глицерин, отличающийся тем, что дополнительно содержит электролит: AlCl3 или FeCl3, или FeCl2, или MgCl2, при следующем соотношении компонентов, % мас.:

Комплексное ПАВ

или смесь НПАВ и АПАВ 1.0-4.0

борная кислота 1.0-5.0

глицерин 10.0-50.0

электролит AlCl3 или FeCl3, или FeCl2, или MgCl2 0.5-20.0

вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - снижение скорости гидролиза сульфаминовой кислоты и возможность применения сухокислотного состава при температурах до 90°C без образования вторичных осадков, технологичность приготовления, выражающаяся в возможности дозирования состава при закачке пресной или минерализованной воды в скважину без введения дополнительных компонентов.
Изобретение относится к разработке месторождений газовых гидратов. Технический результат – повышение производительности по газу с минимальной техногенной нагрузкой.
Группа изобретений относится к буровым и цементным растворам, используемым в скважинах и аналогичных сооружениях для добычи полезных ископаемых, для гражданского проектирования и строительства.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления отложений неорганических солей в скважине и нефтепромысловом оборудовании при добыче вязкой и сверхвязкой нефти.

Изобретение относится к способам разработки месторождения сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение эффективности извлечения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем, сокращение материальных затрат при совместной закачке пара и углеводородного растворителя за счет оптимизации соотношения закачки углеводородного растворителя и пара.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва пласта. Способ включает этапы, на которых: осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте, вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим закачки предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, и, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, причем во время импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, дополнительно вводят укрепляющий и/или консолидирующий материал в текучую среду гидроразрыва, при этом увеличивают концентрацию укрепляющего и/или консолидирующего материала в импульсе закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, при этом произведение объемной скорости текучей среды (V) гидроразрыва (л/с) на вязкость (μ) текучей среды гидроразрыва (Па*с) не превышает 0,003 Па*л при проведении гидроразрыва.

Изобретение относится к области геологоразведочного бурения и может быть использовано для восстановления дебита гидрогеологических скважин, снизивших его вследствие выпадения на поверхности фильтра содержащихся в воде солей СаСО3, MgCO3, СаSO4.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - комплексное повышение ингибирующих и гидроизолирующих свойств и устойчивость к воздействию углекислой агрессии на буровой раствор.

Изобретение относится к способам гидроразрыва пластов для повышения объемов добычи из них. Способ разрыва подземного пласта содержит закачку несущей жидкости в пласт под давлением, достаточным для создания трещины в пласте, закачку несущей жидкости и частиц проппанта и гранул укрепляющей добавки в трещину, удаление несущей жидкости для формирования множества проппантных кластеров, причем каждый проппантный кластер содержит частицы проппанта и укрепляющую добавку, где проппантный кластер на 50% стабильнее по сравнению с кластером без укрепляющей добавки, размер гранул укрепляющей добавки находится в интервале от 80 до 100% от среднего размера частиц проппанта.

Изобретение относится к составу и технологии получения композиции на основе бентонита, применяемого в бурении.. В способе получения модифицированного бентонита для буровых растворов, включающем увлажнение дробленой бентонитовой глины до заданной влажности, смешение ее с добавкой карбоната натрия с подачей нагретого воздуха, сушку, помол, используют воздух нагретый до 80-300 град С, смешивание, помол и сушку осуществляют в мельнице, обеспечивающей возможность продува горячими газами для сушки и выноса из нее измельченной высушенной глины, с получением высушенной до влажности 9-17% модифицированной бентонитовой глины с содержанием частиц размером менее 0,075 мм не менее 80% об.

Изобретение относится к способам и флюидам для обработки скважины с повышением нефтеотдачи. Способ обработки скважины гидроразрывом пласта включает формирование флюида для обработки скважины при смешивании ингредиентов, включающих водный флюид, загуститель, сшиватель и реологический модификатор, содержащий диальдегид, где флюид для обработки скважины не содержит добавку, замедляющую сшивку диальдегидом, сшивку загустителя в водном флюиде с использованием сшивателя, где диальдегид не требует замедления сшивки и сшивка повышает вязкость флюида для обработки скважины до первой вязкости, обработку скважины флюидом для обработки скважины, характеризующимся первой вязкостью, химическое превращение диальдегида после сшивки с образованием дикислоты, причем диальдегид подвергается незначительному химическому превращению перед сшивкой, и после обработки скважины снижение вязкости сшитого флюида для обработки скважины до второй вязкости, меньшей, чем первая вязкость, под действием дикислоты. Способ обработки скважины гидроразрывом пласта включает формирование флюида для обработки скважины при смешивании ингредиентов, включающих водный флюид, загуститель, сшиватель, содержащий цирконий, и реологический модификатор, содержащий глиоксаль, сшивку загустителя в водном флюиде с использованием сшивателя, где диальдегид не требует замедления сшивки и сшивка повышает вязкость флюида для обработки скважины до первой вязкости, обработку скважины флюидом для обработки скважины, характеризующимся первой вязкостью, химическое превращение глиоксаля после сшивки с образованием щавелевой кислоты, причем глиоксаль подвергается незначительному химическому превращению перед сшивкой, после обработки скважины разрыв поперечных связей, образованных цирконием, под действием щавелевой кислоты и снижение вязкости сшитого флюида для обработки скважины до второй вязкости, меньшей, чем первая вязкость, под действием щавелевой кислоты. Способ обработки скважины гидроразрывом пласта включает формирование флюида для обработки скважины при смешивании ингредиентов, включающих добываемую воду, загуститель, сшиватель, содержащий катион металла, и реологический модификатор, содержащий диальдегид, и соединение циркония, причем добываемая вода содержит всего более 1000 част./млн растворенных твердых веществ и флюид для обработки скважины не содержит добавку, замедляющую сшивку диальдегидом, растворение по крайней мере части соединения циркония во флюиде для обработки скважины, стабилизацию рН флюида для обработки скважины с использованием соединения циркония, сшивку загустителя в водном флюиде с использованием сшивателя и растворенного циркония из соединения циркония, где диальдегид не требует замедления сшивки и сшивка повышает вязкость флюида для обработки скважины по сравнению с флюидом для обработки скважины, не содержащим соединение циркония, обработку скважины флюидом для обработки скважины, характеризующимся более высокой вязкостью, химическое превращение диальдегида после сшивки с образованием дикислоты, снижение рН и образование хелатных комплексов катиона металла и растворенного циркония с дикислотой, при этом происходит разрыв поперечных связей флюида для обработки скважины, и с использованием дикислоты снижение вязкости сшитого флюида для обработки скважины по сравнению со сшитым флюидом для обработки скважины, не содержащим реологический модификатор. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 10 ил., 4 табл., 10 пр.

Изобретение относится к аддукту амина, предназначенному для получения поверхностно-активных веществ. Предлагаемый аддукт амина содержит продукт, полученный путями (1) или (2), или (3). Путь (1) состоит из (а) получения промежуточного продукта присоединения путем нагревания смеси, содержащей по меньшей мере один диен и по меньшей мере один ацил ненасыщенной жирной кислоты, и (б) приведения во взаимодействие указанного промежуточного продукта присоединения с диамином с получением аддукта амина. Путь (2) состоит из (а) приведения во взаимодействие по меньшей мере одного ацила ненасыщенной жирной кислоты с по меньшей мере одним диамином с получением амидоаминового промежуточного продукта и (б) нагревания смеси амидоаминового промежуточного продукта и по меньшей мере одного диена с получением аддукта амина. Путь (3) состоит из приведения во взаимодействие по меньшей мере одного ненасыщенного жирного третичного аминосоединения с по меньшей мере одним диеном с получением аддукта амина. Диен представляет собой (С4-С30) сопряженный диен, выбранный из изопрена, бутадиена, диметилбутадиена и циклических диенов. Диамин имеет структуру (III), где R3 представляет собой двухвалентный углеводородный радикал, возможно замещенный по одному или более атому углерода гидроксилом, более предпочтительно (С2-С6)алкиленовый радикал с прямой цепью или разветвленной цепью, возможно замещенный по одному или более атому углерода гидроксилом, R4 и R5 каждый независимо представляют собой алкил, циклоалкил, арил или аралкил, или могут быть объединены, образуя вместе с атомом азота, к которому они присоединены, 4-8-членное гетероциклическое кольцо. Изобретение относится также к способу получения указанного аддукта амина, поверхностно-активным композициям, содержащим по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, полученное из указанного аддукта амина, способу обработки частиц, способу разрыва подземного пласта и способам повышения нефтеотдачи пласта. Использование предлагаемых аддукта амина и композиций позволяет увеличить нефтеотдачу пласта. 10 н. и 12 з.п. ф-лы, 6 ил., 6 табл., 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором при естественном режиме, без теплового воздействия. Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором, содержащий комплексное поверхностно-активное вещество - ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ - НПАВ АФ 9-12 или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1, борную кислоту и глицерин, дополнительно содержит электролит: AlCl3 или FeCl3, или FeCl2, или MgCl2, при следующем соотношении компонентов, мас. : комплексное ПАВ или смесь НПАВ и АПАВ 1.0-4.0, борная кислота 1.0-5.0, глицерин 10.0-50.0, электролит AlCl3 или FeCl3, или FeCl2, или MgCl2 0.5-20.0, вода - остальное. Технический результат - повышение эффективности состава для условий месторождений высоковязких нефтей с карбонатным коллектором за счет возможности в широких пределах регулировать физико-химические, реологические, поверхностно-активные свойства состава и скорость растворения карбонатного коллектора, подстраивая их под условия конкретных месторождений. 9 пр., 4 табл., 1 ил.

Наверх