Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: ..характеризующиеся использованием особых полимеров – C09K 8/588

В настоящем изобретении предложены способы обработки углеводородных текучих сред с целью уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе. Способ уменьшения кажущейся вязкости углеводородной текучей среды, встречающейся в операциях с нефтью, включает: приведение в контакт углеводородной текучей среды с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей, по меньшей мере, один гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер, имеющий приведенную общую формулу. Способ уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе включает: приведение в контакт углеводородной текучей среды, встречающейся в операциях с нефтью, внутри затрубного пространства или трубопровода с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей, по меньшей мере, один гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер, имеющий приведенную общую формулу. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение производительности и эффективности выделения нефти после транспортировки. 2 н. и 1 3 з.п. ф-лы, 4 табл., 7 пр., 3 ил.

Изобретение относится к усовершенствованному способу добычи нефти. Способ добычи нефти вторичным методом в нефтеносном пласте, имеющем зоны высокой проницаемости, образующие предпочтительные проходы для нагнетаемой жидкости, содержащий следующие стадии: а) блокирование предпочтительных проходов посредством нагнетания в пласт водного раствора, основанного на водорастворимых полимерах с концентрацией, обеспечивающей большую вязкость водного раствора по сравнению с вязкостью нефти, б) по завершении стадии а) нагнетание водного раствора, имеющего состав, идентичный составу, использованному на стадии а), с более низкой концентрацией полимера. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности при снижении расхода полимера в отношении добытой нефти. 10 з.п. ф-лы, 1 пр.

Изобретение относится к жидкостям для технического обслуживания ствола скважин. Способ включает: введение в ствол скважины жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащей катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от 300000 дальтон до 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно ее общего объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита и карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек^-1 до 300 сек ^-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F). Состав жидкости для технического обслуживания ствола скважины содержит катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от примерно 300000 дальтон до примерно 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно общего ее объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита, карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек ^-1 до 300 сек^-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F). Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение жидкости технического обслуживания скважин. 2 н. и 18 з. п. ф-лы, 9 пр., 9 табл., 10 ил.

Изобретение относится к композициям и способам, которые можно использовать для повышения нефтеотдачи. Предложена композиция, включающая сшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр неувеличенного объема 0,05-5000 мкм, и содержание сшивающих агентов 100-200000 частей на млн гидролитически лабильных сшивающих агентов на основе силиловых сложных эфиров или силиловых простых эфиров. Предложен также способ улучшения добычи углеводородных флюидов с использованием указанной композиции. Технический результат - предложенная композиция позволяет блокировать устья пор пористых сред и улучшить охват месторождения для более полной нефтеотдачи. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 2 пр.

Изобретение относится к композициям и способам, которые можно использовать для повышения нефтеотдачи. Предложена композиция, включающая сшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм и содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов, причем расширяемые полимерные микрочастицы имеют структуру блоксополимера, включающего по меньшей мере два различных мономера различного химического строения. Предложен также способ улучшения добычи углеводородных флюидов из подземного пласта, включающий закачивание в подземный пласт заявленной композиции. Технический результат - предложенная композиция обеспечивает эффективное распространение микрочастиц в пористой структуре месторождения, повышая степень извлечения углеводородных флюидов из подземных пластов. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 3 пр.

Группа изобретений относится к композициям, изменяющим проницаемость подземных пластов. Предложена композиция для изменения водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы со средним диаметром неувеличенного объема от 0,05 до 5000 мкм, состоящие из структурированных полимеров, которые включают лабильные сшивающие агенты и выбраны из группы, состоящей из звездообразных полимеров, дендритных полимеров, сверхразветвленных полимеров, полимеров с короткоцепочечным ветвлением, полимером с длинноцепочечным ветвлением и любого их сочетания, а также включают акриламид и aкpилaмидoмeтил-пpoпaнcyльфoнал натрия. Предложен также способ изменения водопроницаемости подземного пласта, включающий закачивание в подземный пласт указанной композиции. Технический результат - предложенная композиция за счет расширения объема полимерных микрочастиц позволяет эффективно изменять проницаемость подземных пластов и увеличивать подвижность и/или темп добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил., 7 пр.

Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция инкапсулированных полимерных микрочастиц для изменения коэффициента водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы, заключенные в оболочку из по меньшей мере одного слоя сополимера N-изопропилакриламида и акриламида. Инкапсулированные микрочастицы имеют средний диаметр не увеличенного объема от 0,05 до 5000 мкм. Предложен также способ изменения коэффициента водопроницаемости подземных пластов с использованием указанной композиции. Технический результат - увеличение подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 11 пр.

Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция расширяемых полимерных микрочастиц для изменения коэффициента проницаемости воды в подземном пласте, содержащая взаимопроникающую полимерную сетку (ВПС), включающую один или более акриламидных сополимеров. ВПС ограничивает микрочастицу до среднего размера неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм. Лабильные сшивки в полимерах ВПС подвергают деструкции, что приводит к освобождению расширяемой микрочастицы таким образом, что микрочастица расширяется. Предложен также способ изменения коэффициента проницаемости подземных пластов с использованием указанной композиции. Технический результат - увеличение подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 14 пр.

Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция для изменения водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы, которые включают гидрофобные полимеры, содержащие лабильные боковые группы, где микрочастицы имеют средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм, указанные гидрофобные полимеры включают сложный эфир акриловой кислоты и сомономеры, сополимеризованные со сложным эфиром акриловой кислоты и лабильные боковые группы являются гидролизуемыми. Предложен также способ изменения водопроницаемости подземного пласта, включающий закачивание в подземный пласт предложенной композиции. Технический результат - возможность упрощенного регулирования водопроницаемости подземного пласта за счет улучшенного распространения микрочастиц в структуре месторождения без использования флюида, иного, чем флюид месторождения. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 2 табл., 11 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, и может применяться для изоляции водопритока в нефтяные скважины, а также для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, для обработки пласта, для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, заколонного пространства и ликвидации проблемы пескопроявления. Технический результат - повышение реологических свойств состава, выдерживающих высокие фильтрационные сопротивления, увеличение моющей способности состава и увеличение нефтевытесняющей способности закачиваемых композиций за счет изменения смачиваемости породы, а именно, увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта с целью подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта. Технический результат достигается тем, что первый вариант состава для регулирования разработки нефтяных месторождений содержит водный раствор анионного полимера, соль поливалентного металла, в качестве поверхностно-активного вещества - ПАВ - по меньшей мере, одно ПАВ, в качестве воды - минерализованную сточную воду или разбавленную пластовую воду минерализацией до 30 г/л и дополнительно карбамидоформальдегидный концентрат или карбамидоформальдегидную смолу на его основе и гидрофобную добавку при следующем соотношении компонентов, мас.%: анионный водорастворимый полимер 0,15-5,0; по меньшей мере, одно ПАВ 0,1-20,0; карбамидоформальдегидный концентрат или карбамидоформальдегидная смола на его основе 0,1-60,0; гидрофобная добавка 0,1-10,0; соль поливалентного металла 0,005-0,30; вода - остальное. Второй вариант состава включает анионный полимер, в виде эмульсии в масле, в качестве ПАВ, по меньшей мере, одно ПАВ, в качестве воды - минерализованную сточную воду или разбавленную пластовую воду минерализацией до 30 г/л и дополнительно - карбамидоформальдегидный концентрат или карбамидоформальдегидную смолу на его основе и гидрофобную добавку при следующем соотношении компонентов, мас.%: по меньшей мере, одно ПАВ 0,1-20,0; карбамидоформальдегидный концентрат или карбамидоформальдегидная смола на его основе 0,1-60,0; гидрофобная добавка 0,1-10,0; соль поливалентного металла 0,005-0,30; вода - остальное. Составы по вариантам дополнительно содержат неорганическую или органическую кислоту или смесь кислот в количестве 0,1-0,5 мас.%, газообразователь, в мас.%: хлористый аммоний 0,32-7,0 и нитрит натрия 0,41-8,96, облегчающую добавку - алюмосиликатные полые микросферы в количестве 0,5-10,0 мас.% и ингибитор коррозии или бактериальной коррозии, или солеотложений в количестве 0,1-3,0 мас.%. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 5 табл.

Изобретение относится к микроэмульсиям, являющимся коллоидными системами типа масло в воде, либо вода в масле, и применяемым в нефтяной промышленности для повышения нефтеотдачи пластов. Технический результат изобретения - понижение вязкости микроэмульсий и повышение их проницаемости в породах нефтяных пластов. Микроэмульсии для добычи нефти содержат, мас.%: полиэтиленполиамин - ПЭПА с мол. мас. 144 и долей третичных аминогрупп 6,6 мас.% 3,41-9,00, олеиновая кислота - ОК 7,84-20,91, изопропиловый спирт - ИПС 3,75-10, керосин 15-40, вода остальное. Соотношение ОК:ПЭПА, с мол. мас. 144 и долей третичных аминогрупп 6,6 мас.% равно 1,6: 3,0 мас., соотношение ИПС:ПЭПА, с мол. мас. 144 и долей третичных аминогрупп 6,6 мас.%, 0,6:1,1 мас. 5 табл.

Изобретение относится к микроэмульсиям, являющимся коллоидными системами типа масло в воде, либо вода в масле, и применяемым в нефтяной промышленности для повышения нефтеотдачи пластов. Технический результат изобретения - понижение вязкости микроэмульсий и повышение их проницаемости в породах нефтяных пластов. Микроэмульсия для добычи нефти содержит, мас.%: полиэтиленполиамин - ПЭПА с мол. мас. 144 и долей третичных аминогрупп 6,6 мас.% 3,41-7,95; олеиновая кислота - ОК 7,84-18,3; триметилкарбинол - ТМК 3,75-8,75; керосин 15-35; вода - остальное. Соотношение ОК:ПЭПА, с мол. мас. 144 и долей третичных аминогрупп 6,6 мас.% равно 1,6:3,0 мас., соотношении ТМК:ПЭПА, с мол. мас. 144 и долей третичных аминогрупп 6,6 мас.%, 0,6:1,1 мас. 5 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам вытеснения нефти за счет снижения проницаемости водопроводящих каналов пласта и увеличения охвата пласта заводнением. Способ вытеснения нефти заводнением включает закачку водного раствора реагента РИТИН-10 и биополимера ксантанового при их соотношении, равном 1:0,5-2. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти за счет улучшения реологических свойств композиционного состава в минерализованной воде. 2 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи карбонатных и терригенных заводненных неоднородных пластов в условиях предельной обводненности на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности обработок скважин. Нефтевытесняющий реагент для неоднородных обводненных пластов включает воду, полиакриламид и дополнительно металл-индикатор, привитый на полиакриламид, при следующем содержании компонентов, мас.%: полиакриламид 0,5-2,0, металл-индикатор 0,0005-0,05, вода - остальное. Причем в качестве металла-индикатора реагент содержит поливалентные металлы - никель, или кобальт, или ванадий, или алюминий, или хром. 1 з.п. ф-лы, 9 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим жидкостям, используемым в наиболее эффективных технологических процессах добычи нефти, газа и бурения скважин. Техническим результатом является улучшение технологических параметров состава для использования в процессах добычи нефти - снижение температуры застывания и улучшение нефтевытесняющих свойств. Состав для добычи нефти, газа и бурения скважин содержит, мас.%: гидролизованный полиакрилонитрил 3-10, щелочь, или щелочь и аммиак, или щелочь и хлористый аммоний 20-25, вода - остальное. 2 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 жидким суспензионным композициям, которые могут быть использованы в качестве добавок в водосодержащих жидкостях, и к способам получения и применения таких жидких суспензионных композиций. Технический результат - обеспечение стабильности жидкой суспензионной композиции, которая является экологически благоприятной для использования в разработке нефтяных месторождений. Неводная суспензия, содержащая нерастворимые частицы, диспергированные в неводной жидкой среде, содержащей растворенную суспензионную добавку, в которой указанная неводная жидкая среда выбрана из группы, состоящей из гликолей, полигликолей, простых гликолевых эфиров, сложных гликолевых эфиров и смешанных простых и сложных гликолевых эфиров - сложных эфиров простого гликолевого эфира, и в которой указанная суспензионная добавка выбрана из группы, состоящей из гидроксипропилцеллюлозы, этилцеллюлозы, поливинилпирролидона, полиакриловой кислоты и сополимеров поливинилпирролидона и акриловой кислоты. В способе получения неводной суспензии, включающем смешивание нерастворимых частиц, указанной суспензионной добавки и указанной неводной жидкой среды, суспензионную добавку добавляют к части неводной жидкой среды, перемешивают до получения раствора, разбавляют раствор неводной жидкой средой до получения желательной концентрации суспензионной добавки, затем добавляют нерастворимые частицы. Способ обработки нефтяной или газовой скважины или любых прилегающих к ней подземных образований включает стадии смешивания указанной суспензии с водосодержащим раствором и введения образованной таким образом смеси в ствол скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах. 6 н. и 19 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов и при капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является повышение прочности гелевых частиц при высоких градиентах давления при обработке пласта. В способе получения реагента для нефтедобычи путем обработки порошка полиакриламида ПАА, помещенного в воздухонепроницаемый мешок, ионизирующим излучением, используют указанный мешок объемом 5-50 л, осуществляют указанную обработку порошка ПАА с размером частиц 0,1-4 мм ускоренными электронами с энергией 0,4-12 МЭВ половиной от дозы 1-10 Мрад последовательно с каждой из двух противоположных сторон мешка, имеющих наибольшую площадь поверхности, при толщине слоя порошка ПАА до 30 см, с размещением мешка на металлическом поддоне, а затем выдерживают его в мешке в течение не менее 24 часов. Причем используют поддон из стали, свинца или вольфрама. В способе нефтедобычи, включающем закачку в пласт водной суспензии реагента для нефтедобычи, полученного путем обработки порошка полиакриламида ионизирующим излучением, при использовании указанного реагента, полученного способом, описанным выше, он имеет следующий фракционный состав, мас.%: фракция 0,11 мм 30-70 и фракция 1-4 мм остальное, а его концентрация в суспензии составляет 0,1-1,5%. 2 н.п. ф-лы.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к скважинной разработке нефтяных месторождений. Техническим результатом изобретения является увеличение эффективности проведения изоляционных работ в высокопроницаемых интервалах промытого трещиноватого неоднородного пласта. Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, снижения обводненности и повышения нефтеотдачи, содержащий водный раствор экзополисахарида, продуцируемого Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, крахмал и воду, дополнительно содержит водопоглощающий полимер, затворенный в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе, используемом и в качестве буфера разделения от воды при закачке состава в скважину, при соотношении водопоглощающий полимер:указанный инертный носитель 1:5-1:10, при следующем соотношении компонентов, мас.%: экзополисахарид 0,005-0,10, крахмал 0,5-5,0, водопоглощающий полимер 0,1-5,0, вода остальное. Состав дополнительно может содержать высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-2,0 мас.%. Способ приготовления указанного выше состава включает приготовление водного раствора указанного экзополисахарида, добавление к нему крахмала и перемешивание до однородной массы, предварительное затворение водопоглощающего полимера в указанном инертном носителе и закачку его перед закачкой водного раствора указанного экзополисахарида с крахмалом. После затворения водопоглощающего полимера в него могут добавлять высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-2,0 мас.%. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 табл.