Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: ..органических осадков, например парафинов или асфальтенов – C09K 8/524

Изобретение относится к добыче углеводородов или воды из скважин. Технический результат - эффективная одностадийная обработка с ликвидацией углеводородных, эмульсионных или водяных барьеров и растворением кислоторастворимых материалов с контролируемой скоростью. Способ обработки подземного пласта для растворения кислоторастворимого материала и солюбилизации углеводородов, эмульсий и водяных барьеров включает: введение в подземный пласт мицеллярной дисперсии, представляющей собой микроэмульсию IV Уинсору, содержащей воду, один или несколько предшественников органических кислот, одно или несколько поверхностно-активных веществ и необязательно один или несколько представителей, выбираемых из солей, вспомогательных поверхностно-активных веществ и/или органических жидкостей, которые не являются предшественниками органических кислот; обеспечение солюбилизации мицеллярной дисперсией углеводородов, эмульсий или водяных барьеров, присутствующих в подземном пласте, и гидролиза «in situ», по меньшей мере, части предшественника органической кислоты для получения достаточного количества органической кислоты, так чтобы происходило существенное растворение кислоторастворимого материала, присутствующего в фильтрационных корках, или по соседству с ними, или другом повреждении в подземном пласте. Гидролиз предшественника органической кислоты приводит к получению, по меньшей мере, одной из: муравьиной, уксусной, гликолевой и молочной кислот. Концентрация предшественника органической кислоты, введенного в мицеллярную дисперсию, составляет, по меньшей мере, 1% (мас./об.). Период останова скважины после введения мицеллярной дисперсии составляет 0,5 часа или более. Изобретение развито в зависимых пунктах. 23 з.п. ф-лы, 5 табл., 3 пр.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к твердым ингибиторам для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений - АСПО, в скважинах с большим газовым фактором и обводненных, подверженных интенсивному АСПО, и в трубопроводах. Технический результат - повышение эффективности при перепаде температур, защиты металлических труб, стеклопластиковых, эмалированных и футерованных полиэтиленом; повышение продолжительности последействия и сохранение свойства по снижению вязкости пластового флюида. В способе приготовления твердого ингибитора для предотвращения АСПО путем нагревания вещества-носителя и введения в него активной основы Сэвилена - сополимера этилена с винилацетатом, используют Сэвилен с содержанием винилацетата 21-30 мас.%, в качестве вещества-носителя - битум нефтяной хрупкий или битум нефтяной строительный, или кубовые остатки производства аминов C₁₇-C₂₀ ,предварительно Сэвилен охлаждают до температуры -(10°C-190°C), выдерживают при этой температуре 10-15 мин, измельчают до порошкообразного состояния, нагревают до положительной температуры, но не выше 30°C, вводят его порциями не менее четырех с перемешиванием каждой не менее 1 мин, в нагретое до размягчения указанное вещество-носитель, при следующем соотношении компонентов, в масс.%: указанный Сэвилен 1-50, указанное вещество-носитель остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 пр., 7 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при удалении асфальтено-смоло-парафиновых отложений АСПО в процессе добычи нефти. Технический результат - эффективное удаление АСПО различного углеводородного состава с высоким содержанием твердых парафинов и асфальтено-смолистых веществ. Состав для удаления АСПО, включающий неароматический углеводородный растворитель; присадку - оксиэтилированный алкилфенол с числом оксиэтильных групп 9-12 или алкилбензолсульфонат, или органический амин с общей формулой R-R'-NH, где R, R'=CH ₃, C₂H₅, C₃H₇ , или их смеси в массовом соотношении от 1:1:10 до 10:5:1; сероорганические соединения - смесь побочных продуктов нефтегазопереработки - диалкилдисульфиды сложного состава с общей формулой R-S-S-R', где R, R'=CH₃, C₂H₅, C ₃H₇, C₄H₉, при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанные сероорганичеекие соединения 10-50, указанная присадка 0,01-0,9, указанный растворитель остальное. 3 табл., 5 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины. Устройство для обработки призабойной зоны скважины, содержащее воздушную камеру с атмосферным давлением, выполненную длиной 20-50 м и соединенную при помощи муфты с первой дополнительной приемной перфорированной камерой, внутри которой размещены герметизирующий слой, твердая термогенерирующая композиция А с воспламенителем, сгораемая высокопрочная композиция Б и разрушаемая тарированная диафрагма, первая дополнительная приемная перфорированная камера при помощи муфты с отверстиями соединена со второй дополнительной приемной камерой, внутри которой размещены сгораемая высокопрочная композиция В, воспламенитель и разрушаемая тарированная диафрагма, вторая дополнительная приемная камера соединена муфтой с дополнительной воздушной камерой, выполненной длиной 1,5-3 м и соединенной при помощи муфты и металлического переходника с приемной камерой, выполненной из упругопластичного материала, внутри которой размещены герметизирующий слой, твердая кислотогенерирующая композиция Г с воспламенителем, в металлическом переходнике выполнены отверстия, композиция А выполнена термогазогенерирующей из состава, мас.%: аммиачная селитра 35, бихромат натрия 2, азотнокислый барий 15, алюминий АСД-1 1,5, термит железоалюминиевый 31, эпоксидный компаунд (смесь смолы ЭД-20, пластификатора ЭДОС и отвердителя АФ-2М) 15,5, композиция Б выполнена из состава, мас.%: аммиачная селитра 30-40, карбонат кальция 5-10, указанный эпоксидный компаунд 50-65, внутри второй дополнительной приемной камеры дополнительно размещены слой теокольного герметика и твердая газогенерирующая композиция Д, выполненная из состава, мас.%: аммиачная селитра 70, бихромат натрия 1, указанный эпоксидный компаунд 29, композиция В выполнена из того же состава, что и композиция Б, композиция Г выполнена в виде термогазохимического твердого топлива, поверх которого дополнительно размещены слой теокольного герметика и слой эпоксидного компаунда, указанное топливо выполнено из состава, мас.%: аммиачная селитра 12-16, фтористый литий 1-3, азотнокислый барий 5-8, алюминий АСД-1 0,7-0,8, термит железоалюминиевый 14-16, гексахлоран 20-30, политетрафторэтилен 20-30, указанный эпоксидный компаунд 5-10. Способ обработки призабойной зоны скважины ПЗС включает доставку в забой на кабель-тросе указанного устройства, сгорание композиции Г и образование максимального количества химических агентов, технологическую выдержку для глубокого реагирования кислот, выделившихся при сгорании, с породой ПЗС, спуск с установкой муфты с отверстиями на уровне обрабатываемого пласта, раскрытие камеры длиной 20-50 м срабатыванием разрушаемой тарированной диафрагмы от послойного сгорания композиций А и Б с осуществлением имплозионной обработки ПЗС, вынос загрязнений из ПЗ пласта, во время технологической выдержки осуществляют термогазохимическое воздействие на пласт 30 мин с возможностью выравнивания давления за счет отверстий, выполненных в металлическом переходнике, при зафиксированном положении указанного топлива внутри приемной камеры за счет указанных слоев герметика и компаунда с образованием газов, нагретых до высоких температур при повышенном давлении в интервале обработки, раскрытие камеры длиной 1,5-3 м осуществляют последовательным срабатыванием размещенных во второй дополнительной приемной камере воспламенителя, композиций Д, В и разрушаемой тарированной диафрагмы, после осуществления гидравлического удара осуществляют дополнительную технологическую выдержку 30 мин, при раскрытии камеры длиной 20-50 м осуществляют сгорание композиции А с образованием газов, нагретых до высоких температур при повышенном давлении в интервале обработки. Технический результат - повышение эффективности обработки ПЗ пласта. 2 н.п. ф-лы, 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для разрушения водонефтяных эмульсий и для удаления и предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано на нефтяных промыслах для защиты оборудования. Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и для удаления и предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений содержит хлористый алюминий, растворитель - смесь толуола, бензола и ацетона при их соотношении в смеси, равном 4,2:1,0:1,3-2,6 соответственно, или смесь толуола и ацетона при их соотношении в смеси, равном 1,27-1,65:1 соответственно, или о-ксилол, поверхностно-активное вещество - синтанол, или оксинол, или неонол, или синтерол. При этом состав содержит ингибитор коррозии, в качестве которого используют аминоамид, или полиэтиленполиаминобензиламмонийхлорид, или имидазолин. Технический результат - повышение производительности и степени защиты нефтепромыслового оборудования, а также расширение ассортимента составов для защиты от АСПО. 6 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для обработки скважин и трубопроводов с целью предотвращения образования гидратов в них. Ингибитор гидратообразования кинетического действия содержит, мас.%: смесь поливинилпирролидона и поливинилкапролактама разных марок с молекулярной массой 6000-8000 г/моль при их молярном соотношении 1:(1±0,1) 10-20, гидролизованный полиакриламид 0,1-1,0, этанолсодержащий раствор остальное. Технический результат - повышение ингибирующей способности в отношении гидратообразований при небольшом расходе ингибитора. 5 пр., 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Состав ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений включает реагент 1 и реагент 2 при их массовом соотношении 33,4% к 66,6%, где реагент 1 является продуктом синтеза стеариновой кислоты и полиэтиленполиаминов при их мольном соотношении 1,63 к 1, а реагент 2 - продуктом синтеза стеариновой кислоты и пентаэритрита при мольном их соотношении 3 к 1. Технический результат - повышение ингибирующей способности. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для предотвращения образования органических отложений и гидратов в скважинах и трубопроводах при низких температурах. Технический результат - повышение эффективности состава и обеспечение выполения обработки при температуре до -22°С. Состав для предупреждения образования органических отложений и гидратов в скважинах и трубопроводах, включающий депрессор, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и растворитель, в качестве депрессора содержит модифицированный разветвленный поликарбоксилат (МРПК), в качестве ПАВ - КТ-12, а в качестве растворителя - газовый конденсат при следующем соотношении компонентов, мас.%: МРПК 10-15, КТ-12 10-60, газовый конденсат - остальное. 12 пр., 3 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для приготовления составов композиций, предназначенных для обработки скважин и трубопроводов при добыче и транспорте природных и попутных газов и нефти с предотвращением гидратных и парафиновых отложений - ГПО и коррозии. Технический результат - увеличение ингибирующей способности в отношении ГПО и коррозии. Состав для предотвращения гидратных и парафиновых отложений - ГПО и коррозии, включающий поверхностно-активное вещество - ПАВ и метанол, дополнительно содержит отход производства полиэтиленовых изделий на основе циклогексанона или масло ПОД очищенное, по крайней мере один из: моно-, ди- или триэтаноламин, по крайней мере один из: гомо-, со-, терполимер пироллидона, капролактама, акрилата, акриламида, а также гидроксиэтилцеллюлоза, формалин в смеси его с метанолом при объемном соотношении 1:1-4 соответственно, при следующем соотношении компонентов, мас.%: отход производства полиэтиленовых изделий на основе циклогексанона или масло ПОД очищенное 10,0-40,0, ПАВ 0,1-3,0, по крайней мере один из: моно-, ди- или триэтаноламин 5,0-20,0, по крайней мере один из: гомо-, со-, терполимер пироллидона, капролактама, акрилата, акриламида, а также гидроксиэтилцеллюлоза, 0,05-2,0, формалин в смеси его с метанолом в указанном соотношении остальное. 14 пр., 1 табл.

Настоящее изобретение относится к получению поли[нонилфеноксиполи(этиленокси)карбонилметиламмоний] полихлоридов, обладающих свойствами гидрофилизирующих модификаторов эпоксидных полимеров, которые могут быть использованы в технологических процессах, связанных с обработкой полимеров, склеиванием и металлизацией, изготовлением различных полимерных изделий. Указанное вещество представляет собой соединение формулы:

Изобретение относится к способу удаления фильтрационных осадков, образовавшихся в нефтяных скважинах в ходе бурения, путем обработки указанных фильтрационных осадков водными растворами конкретных окислительных систем, эффективных также при низких температурах. Способ перевода в раствор полимерного материала, осажденного на пористой среде, который включает приведение указанного полимерного материала в контакт с водной композицией, включающей (а) катализатор, выбранный из: (a1) комплекса, имеющего общую формулу (I) Fe⁺⁺(L)_nY_s, где L представляет собой лиганд, выбранный из соединений, имеющих общую формулу (II), где Х=СН, N, (а2) растворимой в воде соли кобальта (2+), предпочтительно ацетата кобальта, (b) окислитель, выбранный из: (b1) пероксида водорода, (b2) MHSO₅, где М представляет собой щелочной металл, предпочтительно калий; с тем ограничением, что катализатор (a1) можно использовать только в присутствии окислителя (b1), а катализатор (а2) можно использовать только в присутствии окислителя (b2).

Технический результат: заявленный способ обеспечивает возможность перевода в раствор полимерного материала при умеренно низких температурах и давлениях в обедненных горизонтальных скважинах. 12 з.п. ф-лы, 8 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - понижение взрывоопасности процесса, повышение эффективности стимулирования нефтеотдачи, расширение прогреваемой зоны пласта за счет сокращения времени ввода в пласт больших количеств тепла. В способе термохимической обработки нефтяного пласта, включающем раздельную закачку компонентов горюче-окислительного состава ГОС и инициатора горения ИГ по двум коаксиально расположенным относительно друг друга насосно-компрессорным трубам НКТ, при этом конец внешней НКТ опущен ниже конца внутренней НКТ на расстояние, достаточное для обеспечения времени контакта ГОС и ИГ в реакционном объеме, ГОС подают в обрабатываемую зону нефтяного пласта через кольцевое пространство между внешней и внутренней НКТ, ИГ подают по внутренней НКТ; ГОС - водный раствор с водородным показателем рН 4-7, включающий, мас.%: селитру 5-25, карбамидно-аммиачную смесь КАС-32 - остальное; ИГ - водный раствор с рН 12-14, включающий, мас.%: нитрит щелочного металла 15-45, воду - остальное, или борогидрид щелочного металла 15-45, щелочь 3-45, воду - остальное, причем масса ИГ, содержащего нитрит щелочного металла, составляет 1-80% от массы ГОС, масса ИГ, содержащего борогидрид щелочного металла, составляет 1-30% от массы ГОС. Изобретение развито в зависимых пунктах. 4 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений. Технический результат изобретения - повышение степени ингибирования асфальтосмолопарафиновых отложений. Ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений для парафинистых нефтей представляет собой продукт конденсации стеариновой кислоты и меламина при мольном соотношении соответственно от 1,0:1,0 до 3,0:1,0 и при содержании ингибитора в нефти от 0,01 до 0,1% масс. 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной и нефтеперерабатывающей отраслям промышленности и может быть использовано для удаления и предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений АСПО в скважинах, нефтепромысловом оборудовании и призабойной зоне пласта, нефтяных резервуарах-хранилищах. Технический результат - диспергирование кристаллов АСПО и предотвращение их роста, снижение адгезии кристаллов АСПО к металлической поверхности оборудования, утилизация отходов. Состав для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений включает, мас.%: поверхностно-активное вещество - калиевую или калиево-натриевую соль карбоксиметилата оксиэтилированного алкилфенола 25-30, полярный электролит и амид кислоты 3-8, отход производства бутиловых спиртов - метанольно-альдегидную фракцию 1-30, воду 32-43, при содержании полярного электролита 1-4 мас.% и амида кислоты 1-6 мас.%. 4 табл.

Изобретение относится к полимерам, используемым в качестве добавки для ингибирования образования отложений парафина. Техническая задача - разработка ингибитора образования отложений парафина, остающегося жидким при температурах до 0°С при концентрациях до 50% активного компонента. Предложены варианты ингибитора образования отложений парафина, содержащего полимер, получаемый из: (а) от приблизительно 1 до приблизительно 98 массовых процентов одного или нескольких С₁-С₃₀-алкиловых эфиров акриловой кислоты; (b) от приблизительно 1 до приблизительно 98 массовых процентов одного или нескольких С₁-С ₃₀-алкиловых эфиров метакриловой кислоты; и (с) от приблизительно 1 до приблизительно 30 массовых процентов одного или нескольких олефиновых мономеров, выбираемых из группы, состоящей из (мет)акриламидных мономеров, винилароматических мономеров, винилциклоалкильных мономеров, винилгетероциклических мономеров, виниловых эфиров алифатических кислот, виниловых эфиров ароматических кислот, виниловых эфиров гетероциклических кислот, малеимида и малеинового ангидрида, где алкильная часть сложного эфира, по меньшей мере, в одном представителе, выбираемом из (а) или (b), представляет собой С₁₀-С₃₀-алкил. Предложены также способы использования указанного полимера для ингибирования образования отложений парафина из нефти. 5 н. и 13 з.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений. Технический результат - повышение степени ингибирования парафиновых отложений. Ингибитор парафиновых отложений для парафинистых нефтей содержит, мас.%: амиды синтетических жирных кислот фракции C_21-25 и полиэтиленполиаминов - присадку ДП-65 25,0-75,0 и эфиры синтетических жирных кислот фракции C _21-25, пентаэритрита и фталевого ангидрида - присадку ТюмИИ-77 25,0-75,0. 4 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтено-смолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для растворения и удаления АСПО из призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов, резервуаров и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий. Технический результат - увеличение эффективности удаления и разрушения АСПО. Состав для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений содержит, по крайней мере, один блок-сополимер окиси этилена и окиси пропилена на основе глицерина и углеводородный растворитель - смесь ароматического и алифатического углеводородов, об.%: по крайней мере, один указанный блок-сополимер 0,5-5,0, ароматический углеводород 30, алифатический углеводород - остальное. 4 табл.

Изобретение относится к органической химии, а именно к синтезу неизвестных ранее N-[алкилфеноксиполи(этиленокси)карбонилметил]-морфолиний хлоридов. Предложены новые соединения - N-[алкилфен-оксиполи(этиленокси)карбонилметил]морфолиний хлориды, общей формулы

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО, и может быть использовано для удаления АСПО из призабойной зоны пласта, выкидных линий нефтесборных коллекторов нефтепромыслового оборудования нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий. Технический результат - повышение эффективности ингибиторов АСПО. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений включает, мас.%: ингибитор ФЛЭК-ИП-102 20,0, ингибитор ХПП-004 24,0 депрессорную присадку ДП-65 22,4, авиакеросин 33,6. 2 табл.

Изобретение относится к органической химии, в частности к составам для предотвращения выпадения из нефти асфальтосмолопарафиновых отложений на нефтепромысловом оборудовании, в призабойной зоне нефтяных скважин, а также нефтепроводах. Описан состав для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий оксиалкилированный продукт последовательного присоединения оксида этилена и оксида пропилена к алкилфенолу, модифицирующую добавку и органический растворитель, отличающийся тем, что в качестве модифицирующей добавки используют N-[алкилфеноксиполи(этиленокси)карбонилметил]аммоний хлориды, или N,N -бис{[алкилфеноксиполи(этиленокси)карбонилметил]аммоний}-пропан дихлориды, или N-[алкилфеноксиполи(этиленокси)карбонилметил]морфолиний хлориды, при следующем соотношении компонентов, мас.%: оксиалкилированный продукт последовательного присоединения оксида этилена и оксида пропилена к алкилфенолу 20,0-25,0; модифицирующая добавка 0,5-2,5; органический растворитель остальное. Технический результат - эффективное предотвращение выпадения из нефти асфальтосмолопарафиновых отложений. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к растеплению ствола в процессе эксплуатации или ремонта газовых и газоконденсатных скважин, связанного с наличием гидратно-ледяных пробок в стволе скважин, особенно в условиях аномально низких пластовых давлений АНПД. Технический результат - повышение надежности растепления ствола скважины и эффективности удаления разрушенной гидратно-ледяной пробки, особенно в условиях АНПД. Облегченный солевой раствор для растепления газовых скважин содержит, мас.%.: хлоркалий-электролит 8-10, неионогенное поверхностно-активное вещество 0,2-0,5, вода - остальное. 1 табл.

Изобретение относится к органической химии, а именно к синтезу не известных ранее соединений - пента{[поли(этиленокси)карбонилметил]гетерилониевых}производных трифенолов формулы:

Изобретение относится к способам и композициям для ингибирования образования гидратов углеводородов в процессе добычи нефти. В способе ингибирования образования гидратов углеводородов в смесях воды и образующих гидраты молекул-гостей предусмотрено добавление к смеси композиции в концентрации, обеспечивающей ингибирование образования гидратов углеводородов в условиях, которые в случае отсутствия продукта реакции способствовали бы образованию этих гидратов. Композиция содержит, по меньшей мере, одно дендримерное соединение с среднечисленным молекулярным весом не менее 1000 атомных единиц массы - а.е.м., по меньшей мере, одно низкомолекулярное вещество, имеющее менее 1000 е.а.м., выбранное из группы, состоящей из полиалкиленимина, полиаллиламина, крахмала, сахаров и полимеров или сополимеров винилового спирта или аллилового спирта, и, по меньшей мере, одно ПАВ. Ингибирующая гидраты смесь содержит воду, образующие гидраты молекулы-гости и указанную выше композицию. Технический результат - повышение эффективности ингибирования образования гидратов углеводородов. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Технический результат - предотвращение выпадения солей в порах пласта, удаление капиллярно-связанной воды из пор пласта, удаление продуктов реакции, асфальтенов, смол и парафинов из призабойной зоны добывающей и нагнетательной скважин, гидрофобизация обработанной поверхности. Стабилизатор коллекторских свойств продуктивного пласта содержит, мас.%: нитрилотриметилфосфоновую кислоту 2,5-20, оксиэтилидендифосфоновую кислоту 2,5-60, катионоактивное поверхностно-активное вещество 1,0-40, гидрофобизатор - гидрофобную кремнийорганическую жидкость 0,5-10,0, поглотитель влаги 5-50. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к специальным жидкостям, используемым при вторичном вскрытии и глушении скважин. Технический результат - повышение эффективности за счет сокращения сроков ввода скважины в эксплуатацию, улучшение гидродинамических характеристик призабойной зоны пласта в период ремонта. Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин содержит, мас.%: неорганическую соль щелочного или щелочно-земельного металла - нитрат, фосфат, а также их смеси, 0-50, универсальный реагент для добычи нефти РДН-У 5-99,9, ингибирующая соль 0,1-10, вода остальное. 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и транспорту нефти и нефтепродуктов, в частности к составам гелеобразных жидкостей-песконосителей на углеводородной основе для гидравлического разрыва пласта, а также к составам гель-скребков для очистки продукто- и нефтепроводов. Технический результат изобретения - создание состава углеводородного геля, деструктируемого в необходимый период времени при температурах пласта 20-80°С. Состав углеводородного геля включает гелеобразователь состава, об.%: органические ортофосфорные эфиры 55-65, азотсодержащий комплексообразователь 15-35, растворитель остальное, деструктор - оксид кальция или смесь оксида кальция и карбоната или бикарбоната натрия при следующем их соотношении, мас.%: оксид кальция 10,0-60,0, карбонат или бикарбонат натрия 40,0-90,0, углеводородную жидкость - газоконденсат или сырую нефть, или дизельное топливо, активатор состава, об.%: раствор сульфата железа, содержащий 12,0 мас.% Fe³⁺ , 30,0-42,0, триэтаноламин 0,5-8,0, катионоактивное поверхностно-активное вещество ПАВ - нефтенол ГФ, или катамин АБ, или арквад S-50, или арквад Т-50 8,0-20,0, этиленгликоль 5,0-12,0, уксусная кислота 10,0-18,0, пресная вода остальное, при следующем соотношении компонентов состава углеводородного геля, об.%: указанный гелеобразователь 0,3-10,0, указанный активатор 0,3-10,0, указанная углеводородная жидкость остальное, указанный деструктор 0,5-10,0 кг на м ³ углеводородного геля. 3 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО из нефтепромыслового оборудования, скважин и призабойной зоны пласта, а также для гидрофобизации призабойной зоны пласта в целях интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов. Техническим результатом является увеличение возможности состава предотвращать образование АСПО за счет увеличения его растворяющей способности по отношению к АСПО, увеличение моющего, деспергирующего, эмульгирующего и стабилизирующего действия по отношению к АСПО с высоким содержанием парафинов, смол и асфальтенов, а также снижение обводненности и рост дебита нефти, который достигается за счет повышения гидрофобизации породы пласта. Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений и гидрофобизации призабойной зоны пласта содержит, мас.%: отработанную или очищенную циклогексановую фракцию 33,0-74,98, отработанное талловое или рапсовое масло 20,0-30,0, поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ 0,01-5,0, органический растворитель 5,0-30,0, химически инертный модифицированный по поверхности гидрофобный высокодисперсный материал - тетрафторэтилен или оксид титана, железа, хрома, цинка, алюминия, или поливиниловый спирт, или оксиды кремния: белую сажу или тальк, или аэросил, или перлит, или полисил разных марок 0,01-2,0. Состав может дополнительно содержать ингибитор солеотложения в количестве 1,0-3,0 мас.%. 1 з.п. ф-лы, 5 табл.

Изобретения относятся к составу и способам для улучшения добычи нефти из нефтяного пласта и для очистки загрязненных нефтью почвы и поверхностей. Технический результат - уменьшение количества остаточной нефти в пласте, улучшение качества очистки с помощью нетоксичного состава. Композиция содержит, по меньшей мере, 85 процентов алкилового эфира жирной кислоты, поверхностно-активное вещество и кислоту. Согласно способу добычи сырой нефти в нефтяной пласт вводят эффективное количество добычного состава на основе указанной композиции и добывают сырую нефть из пласта. Также описаны способы деэмульгации нефтеводяной эмульсии, очистки загрязненных нефтью почвы и поверхностей. Изобретение развито в зависимых пунктах. 5 н. и 8 з.п. ф-лы, 1 табл., 20 ил.