Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: .составы для предотвращения, ограничения или устранения осадков, например для очистки – C09K 8/52

Изобретение относится к способу получения композиции обедненного жидкого ингибитора образования гидратов из композиции обогащенного жидкого ингибитора образования гидратов, в котором жидкий ингибитор образования гидратов характеризуется температурой кипения, превышающей температуру кипения воды. При этом в соответствии с изобретением получают два обедненных ингибитора, один свободный от соли, а другой не свободный от соли. Такое разделение на два извлеченных ингибитора, смешанных в различных сочетаниях с получением различных обедненных продуктов, позволяет вводить ингибитор в различные резервуары или трубопроводы потока, где требуются различные концентрации стабилизатора рН. При этом необходимость в системах разделения ингибиторов образования гидратов может быть снижена до минимума или исключена и способ эксплуатации ингибитора образования гидратов может быть упрощен. Также изобретение относится к устройству для осуществления способа. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к способам ингибирования образования гидратов углеводородов в прискважинной зоне или в участках трубопровода при добыче и транспорте природных и попутных газов и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти. В способе ингибирования образования гидратов углеводородов, включающем закачку в прискважинную зону или в участок трубопровода водной композиции полимера, указанная композиция содержит водный раствор полимера из группы, включающей: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пирролидона, диметиламиноэтилметакрилат, гидроксиэтилцеллюлозу, поливинилпирролидон, поливинилкарбоксилат, полиакрилат, поливинилкапролактам, акриламидометилпропансульфонат полиакриламид, гипан, полиоксипро в масле полимера из группы, включающей: полиакриламид, карбоксиметилцеллюлозу, эфир оксиэтилцеллюлозы, полиметакрилат, поливинилацетат или поливиниловый спирт или их сополимеры, и дополнительно - карбамидоформальдегидный концентрат КФК и гидрофобизирующую добавку при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанные водный раствор или эмульсия 0,05-5,0, КФК 0,1-5,0, гидрофобизирующая добавка 0,1-5,0, вода - остальное, а перед закачкой указанной композиции дополнительно закачивают оторочку КФК в количестве 0,1-5,0 мас.% от массы указанной композиции и осуществляют выдержку не менее 3-5 часов. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - повышение ингибирующей способности. 1 з.п. ф-лы, 19 пр., 2 табл., 1 ил.

Изобретение относится к композиции на основе нитрата карбамида для удаления карбонатных отложений, накипи, продуктов коррозии, высолов различного типа и иных продуктов, растворяющихся при взаимодействии с азотной кислотой. Композиция помимо нитрата карбамида содержит влагу не более 4% и фосфорсодержащий компонент в количестве до 1% (в пересчете на ортофосфорную кислоту). В качестве фосфорсодержащего компонента используются такие соединения фосфора, как ортофосфорная кислота и ее замещенные производные, например, оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФК), нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФК), в т.ч. стехиометрически уравновешенные в композиции в виде соли, в частности в виде карбамидных солей. Также предложен способ получения композиции. Изобретение позволяет расширить арсенал химических средств для удаления карбонатных отложений, накипи, продуктов коррозии и иных продуктов. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 3 пр.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для удаления водогазоконденсатной смеси с содержанием газового конденсата до 80 об.%, солей натрия до 12,0 мас.%, растворимых солей кальция и магния до 5 мас.% из эксплуатационных скважин, имеющих зумпф. Облегченный твердый пенообразователь для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин содержит, мас.%: мочевина 47-53, ОКСИПАВ 39-45, Эмуксол 268 8-12. Технический результат - повышение эффективности удаления водогазоконденсатной смеси с содержанием газового конденсата до 80 об.%, солей натрия до 12 мас.%, растворимых солей кальция и магния до 5 мас.% из эксплуатационных скважин, имеющих зумпф. 1 табл., 4 пр.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к строительству, заканчиванию и капитальному ремонту скважин. Технический результат - повышение эффективности и технологичности удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин после использования бурового раствора, содержащего полисахариды и кольматапты. В способе технологической обработки ствола скважины, преимущественно, пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта, включающем введение перскисного соединения в буровой раствор, используемый для вскрытия и промывки продуктивного пласта и содержащий полисахариды и кольматант, с последующим замещением указанного бурового раствора на кислотный технологический состав, включающий указанное перекисное соединение, кислоту и воду, выдержку его на реакции с последующим удалением из пласта продуктов реакции, в качестве перекисного соединения используют пероксогидрат мочевины, или пероксоборат нaтpия, или перкарбонат натрия, введение указанного перекисного соединения в концентрации 0,5-1,0 мас.% в буровой раствор производят при его циркуляции после последнего подъема бурового инструмента из скважины и спуска насосно-компрессорных труб с выдержкой указанного состава на реакции не менее четырех часов, причем в качестве кислотного технологического состава используют состав со следующим содержанием компонентов, мас.%: указанное перекисное соединение 0,5-3,0, гидроксикарбоновая кислота - лимонная, или гликолевая, или молочная 5,0-10,0, неионогенное поверхностно-активное вещество - оксанол, или неонол АФ_9-12 , или LML-4312, или МЛ-80 0,005-0,02, минерализованная вода остальное, при этом плотность указанного кислотного технологического состава равна плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличается от него не более чем на 10%. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 4 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 табл.

Изобретение относится к применению определенной группы алкоксилированных и/или ацилированных нечетвертичных азотсодержащих соединений в качестве противоагломератов для газовых гидратов. Противоагломераты являются поверхностно-активными нечетвертичными азотсодержащими соединениями с 1-5 атомами азота, которые имеют по меньшей мере одну гидрофобную группу с 6-24 углеродными атомами - С и где гидрофобная группа связана с остатком от молекулы аминной частью, эфирной частью или амидной частью, при условии, что, когда гидрофобная группа связана посредством амидной части с остатком молекулы, соединения должны содержать в общей сложности по меньшей мере два атома азота и необязательно содержать 1-12 -CH₂CH₂O- группы и/или 1-6 гидроксиалкильных групп с 3-4 атомами С; и соединениями, имеющими по меньшей мере одну С₂-С₃-ацильную группу и/или по меньшей мере одну гидроксиалкильную группу с 3-4 атомами С; или их солью. Способ ингибирования агломерации газовых гидратов в трубопроводе, содержащем текучую смесь, содержащую углеводороды с 1-4 атомами С и воду, включает добавление в смесь указанного выше агломерата в количестве 0,05-10% от содержания воды в текучей смеси. Композиция содержит указанный выше противоагломерат газовых гидратов, ингибитор коррозии и/или ингибитор образования парафиновых отложений. Технический результат - повышение эффективности противоагломерата для газовых гидратов и его способности к биоразложению. 3 н. и 6 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при приготовлении технологической жидкости при ремонтных работах на нагнетательной скважине. В способе приготовления технологической жидкости при ремонтных работах на нагнетательной скважине в поток жидкости с твердыми взвешенными частицами через эжектор вводят в жидком виде поверхностно-активное вещество - ПАВ и технологическую добавку, поток направляют в емкость, сообщающуюся с атмосферой, откуда жидкость с твердыми взвешенными частицами, растворенным ПАВ и технологической добавкой под давлением направляют на вход устьевого диспергатора для приготовления технологической жидкости, где осуществляют разделение потока жидкости на два потока, направление потоков через штуцирующие каналы навстречу друг другу, соединение потоков в один поток в выходном канале устьевого диспергатора, затем жидкость направляют в сборную емкость. Технический результат - обеспечение возможности использования жидкости из водовода при приготовлении технологической жидкости для ремонта нагнетательной скважины. 1 ил.

Изобретение относится к области извлечения углеводородов из подземного пласта, а более конкретно - к удалению жидкостей для обработки на водной основе, содержащих вязкоупругие поверхностно-активные вещества ВУПАВ, используемых во время операций извлечения углеводородов. Технический результат - более полное удаление указанных жидкостей, удаление остатков или отложений, оставленых указанными жидкостями. Способ обработки подземного продуктивного пласта включает закачку жидкости на водной основе, загущенной ВУПАВ, в подземный продуктивный пласт, закачку в подземный продуктивный пласт микроэмульсии до, после и(или) одновременно с закачкой в подземный продуктивный пласт жидкости на водной основе, загущенной ВУПАВ, где микроэмульсия содержит: по меньшей мере один агент для снижения вязкости, содержащий по меньшей мере одну ненасыщенную жирную кислоту, по меньшей мере один агент растворимости, по меньшей мере один агент десорбции и по меньшей мере один агент смачиваемости водой. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к композиции и способу для очистки части подземного ствола скважины и обсадной колонны перед цементированием. Технический результат - улучшение связывания цемента с обсадной колонной и стенкой скважины. Композиция вытеснительной жидкости для очистки части ствола скважины перед цементированием включет по меньшей мере один алкиловый простой эфир лимонной кислоты общей формулы I, II и/или III:

Изобретение относится к оптимизации и увеличению добычи нефти, газа и воды из скважин, пробуренных к подземному пласту. В способе разрушения фильтрационной корки в подземном пласте (вариантах) предусмотрено: введение в используемый для проведения обработки флюид твердого полимера, способного в результате гидролиза превращаться в одну или несколько органических кислот; введение используемого для проведения обработки флюида в подземный пласт, содержащий указанную фильтрационную корку, образовавшуюся из бурового раствора; и предоставление возможности твердому полимеру гидролизоваться в присутствии воды и выделять органическую кислоту таким образом, что происходит растворение вещества, способного растворяться в кислоте, внутри фильтрационной корки, образовавшейся из бурового раствора, или в примыкающем пласте. Технический результат - повышение эффективности разрушения, разложения или полного удаления фильтрационных корок, образующихся в процессе бурения. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 6 н. и 33 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области интенсификации добычи нефти и газа или повышения приемистости нагнетательных скважин. Технический результат - получение термостойкого и солестойкого взаимного растворителя, устойчивого при применении в температурных условиях от минус 60°С до плюс 150°С, не ухудшающего товарные характеристики нефти и не вызывающего коррозию нефтепромыслового оборудования, обеспечивающего снижение опасности отложений и неорганического, и органического характера, уменьшение поверхностного натяжения на границе с углеводородами, увеличение эффективности обработок без образования эмульсии. Взаимный растворитель для составов, применяемых в нефтедобывающей промышленности, включает, мас.%: алифатический спирт 10-50,0, кубовые остатки триэтаноламина или триэтаноламин термостабильный 50-90,0. 6 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разделении на нефть, воду и механические примеси стойкой нефтяной эмульсии, образующейся и накапливающейся в резервуарах и отстойных аппаратах для очистки сточной воды установок подготовки нефти. Технический результат - повышение эффективности разделения образующейся и накапливающейся в резервуарах и отстойных аппаратах для очистки сточной воды установок подготовки нефти стойкой нефтяной эмульсии на нефть, воду и механические примеси. В способе обработки нефтяной эмульсии промежуточных слоев емкостного оборудования подготовки нефти и воды, включающем подачу в резервуар в сточную воду, имеющую сверху слой стойкой нефтяной эмульсии, вещества, способствующего разделению стойкой нефтяной эмульсии, в качестве вещества, способствующего разделению стойкой нефтяной эмульсии, используют газолин, который вводят в сточную воду с расходом 0,1-15 м³/ч при перепаде давлений между линией подачи газолина и давлением в резервуаре от 0,2 до 1,1 МПа с объемной долей подаваемого газолина от 1 до 30% от объема стойкой нефтяной эмульсии, при этом температуру в резервуаре поддерживают в пределах от 2 до 50°С, а из резервуара отводят нефть и сточную воду.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для обработки призабойной зоны с целью очистки от веществ различной природы, увеличения нефтеотдачи коллекторов. Состав содержит нафтенат натрия или калия и 12-14% водный раствор соляной кислоты при массовом соотношении компонентов 1:1. Технический результат - повышение производительности скважины за счет увеличения проницаемости пласта. 4 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к интенсификации притока углеводородов. Технический результат изобретения - обеспечение эффективности восстановления фильтрационной характеристики призабойной зоны скважин, пробуренных на полимерглинистых растворах. Состав для обработки призабойной зоны скважин, пробуренных на полимерглинистых растворах, включающий соляную кислоту, диэтиленгликоль и воду, при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота 15,0-20,0; диэтиленгликоль 1,0-3,0; вода 77,0-84,0. 2 табл.

Изобретение относится к способу бурения скважин в подземных пластах, предназначенных для добычи углеводородов или воды. Описывается способ получения саморазрушающейся фильтрационной корки в подземном пласте, включающий введение в буровой раствор твердого полимера, способного гидролизоваться в органическую кислоту, и использование бурового раствора для бурения ствола скважины в подземном пласте с образованием фильтрационной корки; обеспечение гидролиза твердого полимера в присутствии воды и нарушение целостности фильтрационной корки. Описывается также буровой раствор для бурения скважины в подземном пласте. Предложенный способ обеспечивает образование самоочищающейся фильтрационной корки. 2 н. и 28 з.п. ф-лы, 1 табл.

Способ для разрушающей обработки, применяемый для проведения интенсифицирующей обработки подземного пласта, включает получение композиции вязкой жидкости на водной основе для обработки пласта, которая содержит воду, повышающий вязкость полимер и растворимую в воде композицию для сильно замедленного разрушения полимеров, содержащую источник пероксида водорода, источник ионов двухвалентного железа и хелатообразующий агент, где повышающий вязкость полимер представляет собой полисахарид, источник пероксида водорода выбирают из группы, состоящей из тетрагидрата пербората натрия и пероксида водорода, растворимая в воде композиция для сильно замедленного разрушения полимеров имеет молярное отношение хелатообразующего агента к источнику ионов двухвалетного железа в диапазоне от 3:1 до 6:1 и рН в диапазоне от приблизительно 3 до приблизительно 7, введение композиции вязкой жидкости для обработки пласта в подземный участок через ствол скважины, проникающий в подземный участок, причем композиция для сильно замедленного разрушения полимеров разрушает композицию вязкой жидкости для обработки пласта с образованием разбавленной жидкости, имеющей низкую вязкость. 5 н. и 26 з.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к подземному хранению газа в пористых пластах, в частности к составам для разглинизации призабойной зоны пласта (ПЗП) и, как следствие, восстановлению естественной продуктивности скважин. Технический результат изобретения состоит в повышении эффективности снижения прочности структуры органофильных глинистых образований, кольматирующих призабойную зону пласта для обеспечения ее очистки (разглинизации) и восстановления естественной продуктивности скважины. Состав для разрушения органофильных глинистых образований, кольматирующих призабойную зону пласта подземных хранилищ газа, содержит, мас.%: 4,4-диметил-1,3-диоксан 4-6; уксусная кислота 8-10; метанол 4-10; вода - остальное. 2 табл., 4 ил.

Изобретение относится к технологии глубокого бурения и способам обработки призабойной зоны продуктивного пласта. Технический результат - профилактика вспенивания бурового раствора и усиление его кольматирующих и ингибирующих свойств. Кольматирующий буровой раствор содержит, мас.%: гидроксиэтилцеллюлозу 1,0-1,2; хлорид калия 5-7; хризотил-асбест 0,5-0,65; сульфат алюминия 0,5-0,65; смазочную добавку ФК-2000⁺ 1,0-1,2; карбоксиметилцеллюлозу, или карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу, или гидроксиизопропилкарбоксиметилцеллюлозу 0,5-0,7; триксан ПЕНТА-465 0,01-0,03; гидроксид калия до величины рН 8-9; воду остальное. Способ удаления кольматационного слоя, образованного указанным выше раствором, предусматривает обработку призабойной зоны пласта кислотно-солевой композицией состава, мас.%: HCl 5-10; NH₄HF₂ 1,7-3,4; KCl 5-7, вода - остальное, которую размещают в стволе скважины в интервале закольматированного продуктивного пласта и выдерживают в течение 6 часов, после чего скважину разряжают стандартным способом. 2 н.п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам приготовления твердых ингибиторов комплексного действия для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО и гидратообразования. Технический результат - одновременное предотвращение АСПО и гидратообразования при любой обводненности скважин. В способе приготовления твердого ингибитора сначала нагревают смесь веществ-носителей: кубовых остатков производства аминов С ₁₇-С₂₀ и битума нефтяного строительного, затем в нагретую массу вводят техническое моющее средство и полиакриламид, далее хлористый кальций и карбамид, при этом компоненты берут в следующем соотношении, мас.%: техническое моющее средство 30-40, карбамид 10-20, хлористый кальций 20-30, полиакриламид 0,2-0,3, кубовые остатки производства аминов С₁₇ -С₂₀ 12,35-25,0, битум нефтяной строительный остальное. В качестве битума нефтяного строительного используют битум марки БИ-70/30. 1 з.п. ф-лы, 5 табл.

Изобретение относится к удалению воды из ближайшей к стволу скважины части подземной формации, содержащей сырую нефть. Технический результат - повышение эффективности удаления связанной воды из ближайшей к стволу скважины части формации. Способ включает инжектирование в ближайшую к стволу скважины часть смеси, содержащей углеводородную жидкость, смешивающуюся с сырой нефтью в формации, от около 0,5 до около 2 об.% этоксилированного спирта, от около 0,2 до около 2 об.% по меньшей мере одного алкилполигликозида, от около 1,5 до около 4 об.% спирта с линейным алкилом в количестве, достаточном для заполнения ближайшей к стволу скважины части формации до радиального расстояния наружу от ствола скважины от около 15,2 см до около 91,4 см, поддерживание смеси в ближайшей к стволу скважины части от около 8 до около 96 часов и удаление смеси из ближайшей к стволу скважины части. Раскрыты также композиции для удаления жидкости из пласта и состав для их приготовления. Изобретение развито в зависимых пунктах. 4 н. и 12 з.п. ф-лы, 3 табл., 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение эффективности кислотной обработки коллекторов. Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и удаления солеотложений содержит, мас.%: фторид аммония 0,56-18,50 или бифторид аммония 0,43-14,25, или бифторид - фторид аммония 0,51-17,00; сульфаминовую кислоту в эквимолекулярном количестве, водорастворимый полимер 0,3-5,0; высокодисперсный гидрофобный материал 0,1-3,0; комплексон 0,01-3,0; воду остальное. Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и удаления солеотложений содержит, мас.%: фторид аммония 18,50-27,75 или бифторид аммония 14,25-28,5, или бифторид - фторид аммония 17,00-29,75; сульфаминовую кислоту в эквимолекулярном количестве, водорастворимый полимер 0,3-5,0; высокодисперсный гидрофобный материал 0,1-3,0; комплексон 0,01-3,0; утяжелитель остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности, в частности к составам для обработки скважин, в том числе поглощающих, для генерации газа и депрессионного воздействия в скважине при проведении подземного ремонта, обработках призабойных зон скважин, для вызова притока из пласта и других работ. Может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности в условиях нормальных и низких пластовых давлений. Технический результат - увеличение газовыделяющей способности смеси реагентов, отсутствие среди продуктов реакции нерастворимых в воде веществ, невысокая доля среди газообразных продуктов реакции углекислого газа, полное расходование исходных реагентов, сохранение кислотно-щелочного баланса и отсутствие среди продуктов реакции кислотных коррозионно-опасных веществ. Состав для удаления воды и освоения скважин содержит, мас.%: нитрит натрия 49,5-54,7, мочевина 10,7-11,9, сульфаминовая кислота 34,8-38,4. Причем предпочтительно он содержит, мас.%: нитрит натрия 52,1, мочевина 11,3, сульфаминовая кислота 36,6, дополнительно пенообразователь и стабилизатор пены или ингибитор коррозии в количестве не более массы смеси нитрита натрия, мочевины и сульфаминовой кислоты, дополнительно воду или жидкое стекло. 3 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче и подготовке нефти. Состав для разрушения стойких водонефтяных высоковязких эмульсий содержит нефтерастворимый деэмульгатор LML 4312A и водорастворимый деэмульгатор РИК-1 в соотношении от 1:9 до 9:1. Технический результат - повышение деэмульгирующей способности. 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а точнее к составам для приготовления технологических жидкостей. Технический результат - расширение арсенала технических средств за счет использования отходов неорганических производств при одновременном повышении коллекторских свойств призабойной зоны пласта. Состав для приготовления технологических жидкостей нефтяных и газовых скважин содержит в качестве источника солей флюс кальций азотнокислый и, по крайней мере, один компонент из группы: флюс хлоркалиевый, флюс карналлитовый, концентрат минеральный галит при соотношении компонентов, дающем в сумме следующее содержание солей, мас.%: хлорид калия 25,0-60,0, хлорид магния 1,0-28,0, нитрат кальция 1,0-50,0, хлорид натрия 5,0-75,0, и целевую добавку 0,01-1,5 мас.% от массы указанной смеси солей. Изобретение развито в зависимых пунктах. 5 з.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к области добычи нефти, газа и конденсата, а именно к реагентам для очистки фильтровой части скважин и призабойной зоны пласта. Кислотная система содержит, мас.%: лимонная кислота 10,0-20,0, полиэтиленоксид-4000 2,4-7,0, вода остальное. По другому варианту кислотная система содержит, мас.%: лимонная кислота 10,0-20,0, олиэти-леноксид-4000 2,4-7,0, поливиниловый спирт марки 18/11 1,4, вода остальное. Кислотная система по третьему варианту содержит, мас.%: лимонная кислота 30,0-40,0, полиэтиленоксид-4000 54,0-63,0, поливиниловый спирт марки 18/11 6,0-7,0. Техническим результатом является повышение эффективности очистки фильтровой части скважин и призабойной зоны пласта. 3 н.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для борьбы с отложениями неорганических солей, отложение которых происходит на всем пути движения жидкости от пласта - в его призабойной зоне, скважинах, устьевой арматуре, нефтесборных коллекторах и водоводах. Состав для предотвращения отложений неорганических солей содержит от 0,1 до 0,4 вес.% натриевой соли полиакриловой кислоты, от 0,4 до 0,1 аминофосфонаты (ингибитор СНПХ-5311) и остальное - вода. Технический результат изобретения состоит в повышении эффективности предотвращения образования неорганических солей. 2 табл.

Изобретение относится к использованию ингибирующего образование накипи полимера для предотвращения или регулирования образования накипи в содержащих воду системах. Техническая задача - разработка меченых ингибирующих образование накипи полимеров, которые можно определять в присутствии таких соединений, как антиоксиданты, или в нерегенерированном масле. Предложены меченые ингибирующие образование накипи сополимеры, в которых меченые звенья являются производными от мономера, имеющего формулу X₂ C=CYY , в которой X, которые одинаковы или различны, означают атом водорода или С₁-С₄ -алкильную группу, Y означает атом водорода или С ₁-С₄ алкильную группу, Y означает группу, имеющую формулу -L-Arom, в которой L означает ковалентную связь или двухвалентную органическую соединяющую группу, необязательно содержащую гетероатомы, и Arom означает группу, имеющую составную часть нафталина, антрацена или фенантрена, возможно, с заместителями. Предложена также композиция, содержащая упомянутые полимеры, и способ предотвращения или регулирования образования накипи с использованием предложенного сополимера. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 7 ил., 5 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам, используемым при капитальном ремонте скважин. Технический результат - создание экологически чистого и негорючего гидрофильного состава, снижение его стоимости. Многофункциональная гидрофильная эмульсионная система для ремонта скважин содержит, мас.%: эмульгатор - фосфатидный концентрат 0,5-5,0, структуризатор реологии гидрофильной эмульсии - карбоксиметилцеллюлозу 1,5-5,0, антисептик - хлорамин Б 0,1-0,2, воду остальное. Многофункциональная гидрофильная эмульсионная система для ремонта скважин содержит, мас.%: эмульгатор - фосфатидный концентрат 0,5-5,0, структуризатор реологии гидрофильной эмульсии - полиакриламид 0,2-1,0, антисептик - хлорамин Б 0,1-0,2, воду остальное. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к водным загущенным кислотным композициям и способам их применения, в том числе в условиях нефтепромысла. Технический результат - интенсификация притока в скважину, увеличение продуктивности углеводородоносных пластов. Водная загущенная кислотная композиция, которая содержит, по меньшей мере, одну кислоту, выбранную из группы, состоящей из хлористоводородной, фтористоводородной, уксусной, муравьиной, сульфаминовой и хлоруксусной кислот и их смесей, и гелеобразующий агент для указанной кислоты, где указанный гелеобразующий агент содержит, по меньшей мере, один гликоль в качестве растворителя, и, по меньшей мере, один амидоаминоксид указанной общей формулы, где указанная гелеобразующая композиция содержит менее приблизительно 10% свободной жирной кислоты. 5 н. и 26 з.п. ф-лы, 3 ил.