Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: ..неорганических осадков, например сульфатов или карбонатов – C09K 8/528

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежи углеводородов, характеризующейся неоднородностью. Осадкообразующий реагент для выравнивания профиля приемистости скважин, содержащий натриевую соль нафтеновых кислот и воду, дополнительно содержит соапсток, омыленный натриевой щелочью, оксиалкилированный алкилфенол и метанол при следующем соотношении компонентов, мас.%: соапсток, омыленный натриевой щелочью 35-40, натриевая соль нафтеновых кислот 10-15, оксиалкилированный алкилфенол 5, метанол 20, вода 20-25. Технический результат - повышение осадкообразующих нефтеотмывающих свойств и отмывающих и диспергирующих свойств по отношению к АСПО. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к составам для предотвращения гидратных и солевых отложений и коррозии в скважинах и газопроводах при добыче и транспорте природных и попутных газов, и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти. Состав для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии, включающий поверхностно-активное вещество, спирт и минерализованную воду, дополнительно содержит полимер: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пиролидона, полиакриламид, гипан, полипропиленгликоль, полиоксипропиленполиол, диметиламиноэтилметакрилат, простой эфир марки Лапрол, гидрокси-этилцеллюлоза; ингибитор солеотложений: замещенная аминополикарбоновая или фосфоновая кислота, двунатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и натриевая соль аминометиленфосфоновой кислоты, гексаметафосфат или триполифосфат натрия, хлорид или нитрат аммония; спирт в виде смеси формалина или уротропина, или карбамидоформальдегидного концентрата - КФК: одноатомный спирт C₁-C₄ , кубовые остатки производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза, эфироальдегидная фракция - побочный продукт при ректификации этилового спирта; двухатомный спирт C₁-C₃ , низкомолекулярный полиэтиленгликоль и полигликоль марки Гликойл-1; многоатомный спирт: глицерин или продукт его содержащий - полиглицерин, в объемном соотношении от 1:4-1, при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАВ или смесь ПАВ 0,1-3,0, указанный полимер 0,02-3,0, указанный ингибитор солеотложений 0,1-3,0, указанная смесь 5,0-30,0, минерализованная вода остальное. Технический результат - повышение ингибирующей способности. 15 пр., 1 табл.

Изобретения относятся к улучшенному способу вторичной добычи нефти. Технический результат - усовершенствование введения ингибитора отложений на стенках оборудования, повышение эффективности извлечения нефти, увеличение срока службы конструкций. Способ вторичного извлечения нефти включает стадию введения в систему резервуара от 0,1 до 100000 ч./млн аминоалкиленфосфоновой кислоты, выбранной из специально заданной группы соединений в сочетании с аминным нейтрализующим агентом, выбранным из специально заданной группы соединений при условии, что аминный нейтрализующий агент представлен сочетанием, по меньшей мере, двух структурно различных аминных типов, причем первый является более гидрофобным, имеющим величину гидрофильно-липофильного баланса, которая, по меньшей мере на 2 единицы меньше, чем величина гидрофильно-липофильного баланса второго, указанный первый и указанный второй аминные типы применяют в эквивалентных пропорциях первый (более гидрофобный):второй (более гидрофильный) в интервале от 10:1 до 2:5. 2 н. и 11 з.п. ф-лы.

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 химическим реагентам для подавления роста бактерий и может быть использовано в нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей промышленности. Реагент для подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий, включающий продукт взаимодействия формальдегида, содержит в качестве продукта взаимодействия гемиформали алифатических спиртов C₁-C₆, преимущественно метанола и/или этанола, и дополнительно - четвертичную аммониевую хлористую соль в товарной форме при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанная соль 5-50, указанные гемиформали - остальное. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - расширение ассортимента эффективных бактерицидов. 1 з.п. ф-лы, 11 пр., 3 табл.

Изобретение относится к области геологоразведочного бурения, в частности восстановления дебита гидрогеологических скважин, снизивших его через некоторое время работы вследствие выпадения на поверхности фильтра содержащихся в воде солей (СаСО ₃, MgCO₃, CaSO₄). Технический результат - повышение степени очистки фильтров гидрогеологических скважин. Раствор для регенерации фильтров гидрогеологических скважин содержит, мас.%: трихлоруксусную кислоту 10-17; сульфаминовую кислоту 8-11; ингибитор коррозии КПИ-19 0,3-0,5; поверхностно-активное вещество ОП-10 0,5-1,0; воду - остальное. 1 табл.

Изобретение относится к бактерицидным составам, применяемым, в частности, в нефтегазодобывающей промышленности для подавления роста бактерий (СВБ) в нефтепромысловых средах и в заводняемом нефтяном пласте, а также для защиты оборудования от сероводородной коррозии. Бактерицидный состав включает, мас.%: четвертичная аммониевая хлористая соль в товарной форме 10-65, по крайней мере, один аминоспирт из группы моно-, ди-, триэтаноламин, метилдиэтаноламин, диметилэтаноламин, диэтилэтаноламин 1-15, альдегид в товарной форме - формалин и/или параформальдегид - остальное. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - повышение эффективности и снижение температуры застывания. 1 з.п. ф-лы, 3 табл., 11 пр.

Изобретение относится к кислотному водному раствору, содержащему хелатирующий агент и кислоту, в котором хелатирующий агент является глутаминовой N,N-диуксусной кислотой (GLDA) или ее солью, в котором количество GLDA или ее соли от 20 до 60 вес.%, исходя из веса водного раствора, в котором кислота выбирается из хлористоводородной кислоты, бромистоводородной кислоты, фтористоводородной кислоты, йодистоводородной кислоты, серной кислоты, азотной кислоты, фосфорной кислоты, муравьиной кислоты, уксусной кислоты, лимонной кислоты, молочной кислоты, яблочной кислоты, винной кислоты, малеиновой кислоты, борной кислоты, сероводорода или смеси двух или более этих кислот, и применениям указанного раствора в процессах очистки, процессах осаждения или процессах удаления солевого отложения, в нефтепромысловой отрасли в заканчивании и возбуждении путем кислотной обработки, разрыва и/или удаления отложений. Кислотный водный раствор имеет рН ниже 3. Технический результат - получение раствора с более кислотным рН и более высоким содержанием биоразлагаемого высокорастворимого хелатирующего агента. 3 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам удаления неорганических солей, отложившихся в скважинах и на поверхности нефтепромыслового оборудования. В способе разрушения сульфатно-кальциевых отложений нефтепромыслового оборудования, включающем обработку отложений водным раствором химического реагента, в качестве указанного раствора применяют насыщенный водный раствор сульфата аммония. Причем повторное использование раствора сульфата аммония осуществляют после отстаивания или фильтрации от осадка кальцийаммоний сульфата, осадок, содержащий кальцийаммоний сульфат, утилизируют в качестве удобрения. Технический результат - повышение экологической эффективности удаления сульфатно-кальциевых отложений при добыче нефти. 2 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к композиции для удаления карбонатных отложений, накипи, продуктов коррозии, высолов различного типа и иных продуктов, растворяющихся при взаимодействии с азотной кислотой, на основе нитрата карбамида с повышенной растворимостью в воде. Композиция содержит нитрат карбамида и компонент, повышающий растворимость нитрата карбамида. В качестве такого компонента используют растворимые в воде азотсодержащие основания, выбранные из группы: уротропин, карбамид, тиокарбамид, формамид, ацетамид, а для жидких композиций дополнительно этаноламины (включая кубовые остатки производства этаноламинов), в количестве, обеспечивающем увеличение растворимости нитрата карбамида в композиции в сравнении с растворимостью используемого нитрата карбамида. Также предложен способ повышения растворимости нитрата карбамида в воде. Изобретение позволяет повысить растворимость нитрата карбамида в воде, не применяя подогрева. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 1 табл., 3 пр.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буферным жидкостям для удаления глинистой корки со стенок скважины перед ее креплением. Технический результат - повышение смывающей способности буферной жидкости и, следовательно, улучшение качества сцепления цементного камня с горными породами и обсадными трубами. Буферная жидкость на водной основе содержит, мас.%: гидроксиламин солянокислый 25-30, гидрохинон 0,5-1,5, вода остальное. 1 табл.

Изобретение относится к химической технологии, а именно к способам утилизации отхода производства монохлоруксусной кислоты (МХУК), используемой в производстве карбоксиметилцеллюлозы, фармацевтических препаратов, пестицидов, этилендиаминтетрауксусной кислоты. Способы утилизации отхода производства монохлоруксусной кислоты включают обработку маточного раствора, полученного при очистке монохлоруксусной кислоты, причем обработку осуществляют путем нейтрализации маточного раствора 30-44%-ным водным раствором гидроокиси натрия при температуре 40-45°С до достижения рН 7-7,5 с последующим взаимодействием реакционной смеси с 25%-ным водным раствором аммиака в мольном соотношении монохлоруксусная кислота, аммиак 1:1,39-1,46 до достижения рН 8,5-9 при ступенчатом повышении температуры сначала при 50-70°С в течение 2-3 часов, поддерживая рН смеси добавлением 30% водного раствора гидроокиси натрия, затем при 80-105°С в течение 1-2 часов с последующим охлаждением и, при необходимости, последующей нейтрализацией реакционной смеси соляной кислотой при температуре 15-60°С в течение 0,5-2 часов до достижения рН смеси 1. Технический результат - утилизация отхода производства МХУК простым безотходным способом с получением на его основе товарного смесевого реагента для предотвращения отложений неорганических солей при добыче нефти и газа. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к композициям термоисточника, применяемого самостоятельно или в устройствах для термоимплозионной обработки призабойной зоны скважины. Технический результат - повышение температуры горения композиции термоисточника, способствующее более глубокому прогреву и расплавлению закупоривающих каналы и поры отложений в призабойной зоне пласта, при сохранении уровня прочности на сжатие материала композиции. Композиция термоисточника для обработки призабойной зоны скважины, включающая аммиачную селитру гранулированную марки Б, бихромат калия, эпоксидную смолу марки ЭД-20, пластификатор ЭДОС, отвердитель Агидол марки АФ-2М, содержит в качестве компонентов, повышающих прочность на сжатие материала композиции и температуру его горения, смесь порошков алюминия дисперсностью не более 50 мкм и азотнокислого бария дисперсностью не более 0,5 мм при следующих соотношениях компонентов композиции, мас.%: указанная селитра 52,5-53,0, бихромат калия 2,4-2,5, эпоксидная смола марки ЭД-20 14,3-14,4, пластификатор марки ЭДОС 1,3-1,4, отвердитель Агидол марки АФ-2М 2,1-2,2, алюминий 10,9-10,5, азотнокислый барий 16,5-16,0.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано при кислотных, щелочных и других видах обработок, например при задавке ингибитора солеотложения в пласт. Технический результат - обеспечение широкого диапазона совместимости с водной и нефтяной фазами, снижение высаливающей способности. Взаимный растворитель для обработки призабойной зоны пласта содержит, об.%: спирты 5-70, эфиры 12-60, алифатический кетон 10-50, азотсодержащее соединение или алкилсульфоксид - остальное. Причем в качестве эфиров он содержит алифатический и циклический эфиры, в качестве спиртов - циклический и/или алифатический спирт, алифатический спирт - моно- и/или полиспирт. 3 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а точнее к составам для приготовления технологических жидкостей и может быть использовано в обслуживании нефтегазодобывающих скважин, в частности при проведении технологических операций (первичное, вторичное вскрытие, промывка забоя, дострелы и перестрелы пластов, глушение и др.) добычи нефти. Технический результат изобретения состоит в снижении температуры замерзания готового раствора и предотвращении выпадения солей при одновременном повышении коллекторских свойств призабойной зоны пласта. В способе приготовления технологической жидкости нефтяных и газовых скважин, включающем растворение в воде кальция хлористого и введение в полученный раствор ингибитора коррозии, указанное введение ингибитора коррозии осуществляют предварительным введением его и ингибитора солеотложения в кристаллический 4-водный кальций азотнокислый с доведением плотности раствора до 1,15-1,55 т/м³ при следующем соотношении компонентов, мас.%: кальций хлористый 1,0-30,0; кристаллический 4-водный кальций азотнокислый 69,8-98,8; ингибитор коррозии 0,1-3,0; ингибитор солеотложения 0,1-1,0. 4 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для удаления солеотложений на эксплуатационной колонне скважин. Технический результат - увеличение растворяющей способности состава для удаления солеотложений за счет повышения скорости их растворения. Состав для удаления солеотложений в скважине содержит, мас.%: соляная кислота ингибированная 30,0-70,0, растворитель парафинов нефтяной 20,0-50,0, этилацетат технический 10,0-20,0, неионогенное поверхностно-активное вещество неонол АФ9-12 0,1-1,0. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение межремонтного периода работы добывающих скважин. В способе повышения межремонтного периода работы глубиннонасосного оборудования добывающей скважины, осложненной солеотложениями, периодически осуществляют: предварительную очистку указанного оборудования от пленки нефти и отложений асфальто-смоло-парафинов - закачку органического растворителя в скважину, затем - удаление отложений солей железа с поверхности указанного оборудования - закачку состава, содержащего, %: соляную или уксусную кислоту 25, ингибитор коррозии 18, ингибитор солеотложений 17, воду 40, в межтрубное пространство остановленной скважины, продавку в насос и выдержку 1,5-2,0 часа, причем указанный состав берут в объеме 5,0-5,5% от объема жидкости в скважине от динамического уровня до приема насоса.

Изобретение относится к композиции и способу инигибирования образования отложений при добыче нефти. Технический результат - повышение эффективности ингибирования образования отложений. Способ ингибирования образования отложений в жидкой углеводородной системе включает стадии: использования жидкой углеводородной системы, приготовления ингибитора образования отложений на основе алоэ и смешивания ингибитора образования отложений на основе алоэ с жидкой углеводородной системой в количествах, эффективных для ингибирования образования отложений. Ингибитор образования отложений представляет собой гель алоэ, растворенный в воде при концентрации от примерно 5 до примерно 50 мас./мас.%, который содержит полисахариды, включающие цепочечные структуры, содержащие карбоксильные и гидроксильные функциональные группы, которые взаимодействуют с двухвалентными ионами. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 2 табл., 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в качестве состава жидкостной ванны для ликвидации прихвата трубных колонн в сложных горно-геологических условиях. Технический результат изобретения состоит в повышении эффективности освобождения прихваченных трубных колонн за счет повышения степени разрушения коагуляционной структуры глинистых частиц в скважине путем повышения диспергирующих свойств состава. Состав ванны для ликвидации прихвата трубных колонн содержит, мас.%: глицерин - 10-15; перекись водорода - 15-20; вода - остальное. 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в качестве состава жидкостной ванны для ликвидации прихвата трубных колонн в сложных горно-геологических условиях. Технический результат изобретения состоит в повышении эффективности освобождения прихваченных трубных колонн за счет повышения степени разрушения коагуляционной структуры глинистых частиц в скважине путем повышения диспергирующих свойств состава. Состав ванны для ликвидации прихвата трубных колонн содержит, мас.%: глицерин - 10-15; гидроксиламин солянокислый - 20-25; вода - остальное. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, предназначено для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, для глушения и выполнения различных видов работ, в том числе в многопластовых скважинах, имеющих разное пластовое давление и проницаемость пластов, а также при наличии сероводорода в скважинной продукции. Технический результат - увеличение плотности технологических жидкостей, снижение фильтрационных показателей при температурах 120°С и выше, в том числе на месторождениях с сероводородсодержащей продукцией. Состав для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин содержит, мас.%: хлорид кальция 13,3-21,9, нитрат кальция 13,3-21,9, хлорид цинка 52,55-72,1, хлорид натрия 0,5-2,35, бензоат натрия 0,80-1,30. 1 табл.

Изобретение относится к способам очистки скважин и их призабойных зон от осадков сульфидов железа, образующихся, в частности, при коррозии обсадных и насосно-компрессорных труб. Технический результат - повышение эффективности и технологичности способа, исключение необходимости откачки реагента из скважины. В способе обработки скважин реагентом для удаления сульфидов железа в качестве реагента для удаления сульфидов железа используют реагент ХПР-001, который заливают в затрубное пространство скважины в количестве, необходимом для его размещения в скважине от динамического уровня до устья, или закачивают в призабойную зону скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 5 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации нефтяных скважин с использованием разъедающих веществ, и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта. В способе обработки призабойной зоны карбонатного пласта, включающем закачку в пласт раствора гидроксида щелочного металла, затем раствора соляной кислоты и освоение скважины, после закачки в пласт раствора гидроксида щелочного металла производят снижение давления в скважине для выноса продуктов реакции из призабойной зоны пласта и скважины, причем к раствору соляной кислоты добавляют оксиэтилендифосфоновую кислоту в количестве 0,05 мас.% или тетранатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон «В» в количестве 0,01 мас.%, или ортофосфорную кислоту в количестве 1,5 мас.%. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта путем предотвращения осадкообразования продуктов реакции раствора соляной кислоты с породой призабойной зоны пласта. 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 бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буферным жидкостям для удаления глинистой корки со стенок скважины перед ее креплением. Техническим результатом изобретения является повышение химической активности буферной жидкости, что приводит к снижению прочности глинистой корки на стенках скважины после обработки корки буферной жидкостью и повышению герметичности между цементным камнем и стенкой скважины. Буферная жидкость физико-химического действия на водной основе содержит, мас.%: бисульфат натрия 5,5-10, хингидрон 0,01-0,3, вода остальное. 1 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для кислотной обработки и разглинизации призабойной зоны пласта (ПЗП), и может быть использовано в процессе освоения скважин и их эксплуатации с целью интенсификации притока нефти из пласта, сложенного преимущественно терригенными коллекторами и терригенными коллекторами с карбонатными включениями. Технический результат - исключение образования осадков, в том числе и вторичных, как при нормальной, так и при повышенной температуре в пласте (выше 90°С), при растворении терригенных коллекторов, в том числе имеющих карбонатные включения, с обеспечением высокой степени разглинизации пласта за счет увеличения степени растворения и диспергирования глинистого материала, при одновременном придании возможности приготовления рабочих растворов из базовой основы на пресной или минерализованной воде, а также предотвращение образования стойких эмульсий и выпадения железосодержащих осадков в призабойную зону пласта. Базовая основа состава для кислотной обработки терригенного коллектора и разглинизации призабойной зоны пласта содержит, мас.%: сульфаминовую кислоту 4-40, фторид аммония или бифторид аммония, или бифторид-фторид аммония 4-40, продукт взаимодействия азотной кислоты с карбамидом 10-90, органические производные фосфоновой кислоты 0,5-10, ингибитор коррозии 0,5-5. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для интенсификации работы нагнетательных и добывающих скважин, может быть также использовано для регулирования разработки нефтяных месторождений для освоения скважин после бурения и ремонта, для очистки ствола скважины от солевых отложений, для очистки насосно-компресорных труб. Технический результат - повышение эффективности состава для кислотной обработки за счет улучшения его реологических свойств и термостабильности состава, а также увеличение его нефтевытесняющих свойств. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий поверхностно-активное вещество ПАВ, полимер и кислоту, содержит в качестве ПАВ водо-, масло-, водомасло-, масловодорастворимое ПАВ или смесь ПАВ, в качестве полимера - эмульсию полимера анионного типа в масле, а в качестве кислоты - минеральную кислоту или смесь минеральных кислот, или смесь минеральной и органической кислот, и дополнительно - высокодисперсный гидрофобный материал и ингибитор при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанные ПАВ или смесь ПАВ 0,5-10,0, указанная эмульсия полимера 0,01-5,0, высокодисперсный гидрофобный материал 0,1-2,5, ингибитор 0,1-1,5, указанные кислота или смесь кислот - остальное. Состав дополнительно может содержать углеводород в количестве 5,0-20,0 мас.%. Состав содержит в качестве ингибитора ингибитор солеотложения, ингибитор коррозии. 2 з.п. ф-лы, 3 табл.