Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: ...разъедающие химикалии, например кислоты – C09K 8/72

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 нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности устройства за счет комплексного термогазодинамического и химического воздействия на призабойную зону пласта нефтяной скважины, уменьшение шлакообразования относительно массы устройства в 3-5 раз, упрощение изготовления устройства. Устройство для обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины включает воздушную камеру с атмосферным давлением и приемную камеру, выполненную из легкого упругопластичного материала. В приемной камере размещены цилиндрической формы композиционные материалы: малогазовый и газогенерирующий при сгорании композиционный материал, а между малогазовым и газогенерирующим композиционными материалами приемная камера устройства дополнительно содержит газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал. Малогазовый при сгорании композиционный материал, обращенный к воздушной камере и закрепленный радиально расположенными металлическими штырьками неподвижно относительно корпуса приемной камеры, сформирован из композиции, включающей, мас.%: аммиачная селитра гранулированная марки Б 45-46, бихромат калия 1-2, эпоксидная смола марки ЭД-20 40-42, пластификатор марки ЭДОС 2-3, отвердитель Агидол марки АФ-2М 9-10. Газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал сформирован из композиции, включающей, мас.%: нитрат аммония 40-50, порошкообразный фторкаучук марки СКФ-32 с дисперсностью 0,5-1,5 мм 10, хлорпарафин марки ХП-1100 10-30, фторопласт марки Ф-32Л 10-40. Газогенерирующий при сгорании композиционный материал сформирован из композиции, включающей, мас.%: нитрат аммония 78-85, порошкообразный бутадиен-нитрильный каучук с дисперсностью 0,5-1,5 мм 12, бихромат калия 3-10. 1 табл., 5 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добывающих нефтяных скважин с использованием разъедающих веществ, и может быть использовано при обработке призабойной зоны глиносодержащего терригенного пласта. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет предотвращения осадкообразования продуктов реакции раствора соляной и фтористоводородной кислоты с породой призабойной зоны пласта, снижение обводненности продукции скважины за счет модификации смачиваемости породы коллектора, увеличение прочности пористой среды за счет применения гидрофобизирующего реагента. В способе обработки призабойной зоны пласта перед закачкой кислотного раствора скважину глушат раствором гидроксида щелочного металла с добавлением хлорида калия и/или натрия в количестве 0-35 мас.% для подбора оптимальной плотности состава, затем в скважину закачивают водный раствор, содержащий 4-8 мас.% соляной кислоты и 0,5-1,5 мас.% фтористоводородной кислоты с добавлением динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты (трилон «В») в количестве 0,01-0,5 мас.%, додецилсульфата натрия в количестве 0,01-0,1 мас.%, после чего производят закачку в пласт водного раствора гидрофобизатора НГ-1 концентрации 0,01-2 мас.%. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта, сложенного как из терригенных пород, так и из карбонатных пород, загрязненных силикатными отложениями. В способе обработки призабойной зоны скважины, включающем доставку в забой на кабель-тросе устройства, состоящего из воздушной камеры, заканчивающейся приемной камерой с расположенной в ней газогенерирующей при сгорании композиции, выделяющей при термодеструкции смесь соляной и плавиковой кислот, сгорание газогенерирующей композиции и образование нагретых газообразных продуктов при повышенном давлении в интервале обработки, осуществление технологической выдержки для более глубокого реагирования соляной кислоты с породой, раскрытие через заданный промежуток времени воздушной камеры путем срабатывания установленной на ее дне сгораемой диафрагмы с воспламенителем и вынос загрязнений из призабойной зоны пласта, в качестве указанной газогенерирующей композиции используют смесь, содержащую, мас.%: нитрат аммония марки Б 32-33, гексохлорэтан 51-53, фторопласт марки ФП-4 15-16. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности способа обработки карбонатного пласта за счет сохранения или улучшения проницаемости нефтенасыщенных интервалов и, соответственно, увеличения дебитов по нефти после проведения изоляционных работ. В способе обработки карбонатного пласта после закачки в пласт тампонажного состава на основе карбамидоформальдегидной смолы с кислотным буферным раствором в качестве отвердителя дополнительно закачивают и продавливают в пласт указанный кислотный буферный раствор в качестве кислоты замедленного действия, проникающей в нефтенасыщенные интервалы. В качестве отвердителя используют кислотный буферный раствор с показателем кислотности pH 2,0-5,0 в количестве 10-30 мас.ч. на 100 мас.ч. карбамидоформальдегидной смолы. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение и поддержания продуктивности скважин. Способ стимуляции и стабилизации области подземного пласта включает: ввод кислотной жидкости в область подземного пласта и предоставление возможности кислоте по меньшей мере частично растворить часть области подземного пласта; ввод цементирующей жидкости, которая содержит повышающий клейкость агент, в область подземного пласта, где повышающий клейкость агент включает водный повышающий клейкость агент; ввод жидкости для последующей промывки в область подземного пласта и ввод вытесняющей жидкости в подземный пласт непосредственно после стадии ввода кислотной жидкости в область подземного пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 53 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта с поровым и трещинно-поровым коллекторами терригенного состава с глинисто-карбонатным цементом. Технический результат - увеличение глубины проникновения кислотного раствора в пласт. Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта включает закачку раствора, содержащего, мас.%: соляную кислоту 10,5-12,7, муравьиную кислоту 12,2-15,8, аскорбиновую кислоту 0,5, воду 71,0-76,8, с технологической выдержкой в течение 17-22 ч, освоение скважины по колонне насосно-компрессорных труб НКТ, закачку фтористоводородного раствора, состоящего из смеси соляной и плавиковой кислот, с технологической выдержкой в течение 4-6 ч, освоение скважины по НКТ до расчетной продуктивности. 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 может быть использовано в процессе освоения скважин для интенсификации притока нефти и увеличения приемистости скважин. Технический результат - повышение эффективности процесса обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором за счет увеличения глубины проникновения состава в пласт и создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов вследствие снижения скорости взаимодействия состава с породой пласта. Твердая основа для кислотного состава содержит, мас.%: параформальдегид 23,00-71,50, соль меди (II) 0,02-0,30, аммоний хлористый остальное. Состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта содержит, мас.%: указанную твердую основу 20-45, воду остальное. Изобретение развито в зависимом пункте. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к области нефте- и газодобычи, в частности к составам для проведения кислотной обработки в ходе эксплуатации и освоения скважин, и может быть использовано для интенсификации притока нефти или газа из пласта за счет химического воздействия, в т.ч. растворения карбонатной породы, деструкции и диспергирования глинистой и полимер-глинистой составляющих, баритового утяжелителя, кольматирующих призабойную зону пласта (ПЗП). Технический результат изобретения - придание способности состава растворять не только карбонатную матрицу коллектора, но и эффективно деструктурировать и диспергировать наряду с природной глинистой составляющей и полимер-глинистую, армированную частицами барита, фильтрационную корку, сформированную на забое скважины и внутри ПЗП. Солянокислотный состав для обработки и разглинизации ПЗП содержит, мас.%: соляная кислота 10-25; поверхностно-активное вещество 0,05-0,5; нитрат карбамида 0,5-3,0; бисульфат натрия 1-4; комплексон - вещество, выбранное из группы Трилонов - натриевых солей этилендиаминтетрауксусной кислоты 0,1-1; ингибитор коррозии 0,2-1; вода остальное. 2 з.п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к способам и композициям для обработки подземных пластов. Технический результат - регулирование времени разложения частей глинистой корки, растворимых в кислоте. Композиция, способная обеспечить разложение в подземном пласте растворимого в кислоте компонента, включающая ортоэфир, и способы ее применения. 5 н. и 53 з.п. ф-лы, 6 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при приготовлении обратных эмульсий, используемых в качестве технологических жидкостей при глушении, кислотной обработке, гидроразрыве и перфорации нефтегазовых скважин. Технический результат - упрощение способа приготовления обратной эмульсии и улучшение свойств обратной эмульсии - повышение электростабильности и термостабильности. В способе приготовления обратной гидрофобной эмульсии для обработки призабойной зоны пласта, включающем перемешивание дисперсионной среды, маслорастворимого эмульгатора и дисперсной фазы в емкости корпуса диспергатора, используют в качестве дисперсионной среды нефтяные углеводороды парафинового ряда, в качестве дисперсной фазы - водный раствор соляной кислоты или водный раствор хлористого кальция, или хлористого натрия, или хлористого цинка при следующем соотношении компонентов, об.%: маслорастворимый эмульгатор 1-5, указанная дисперсионная среда 27-45, указанная дисперсная фаза остальное, компоненты вводят в указанную емкость одновременно и перемешивают мешалкой лопастного типа, взаимодействующей со всем объемом смеси при угловой скорости 2000 об/мин, лопасти которой выполнены из стального листа с расположением на одной лопасти отверстий со смещением относительно расположения отверстий на другой лопасти, зазор между лопастями и внутренней поверхностью указанной емкости равен 2-4 мм., 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой области. Технический результат - увеличение потока пластового флюида в скважину за счет очистки поверхности исходной трещины гидроразрыва, а также за счет увеличения ее площади. Способ очистки трещины гидроразрыва включает подачу в трещину гидроразрыва вместе с рабочей жидкостью гидроразрыва, содержащей проппант, вещества, способного продуцировать неорганическую кислоту, причем в качестве указанного вещества подают частицы поливинилиденхлорида размером от 0,0001 до 0,05 мм. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, а также для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти. Технический результат- повышение эффективности обработки нефтяного пласта. Реагент для обработки призабойной зоны пласта содержит в мас.%: ингибированный частично гидролизованный хлористый алюминий - 30-85,0, поверхностно-активное вещество - 0,1-10, фторид калия - 1,0-1,5, растворитель - 10,0-69,0, вода - остальное. В способе обработки призабойной зоны нефтяной зоны пласта осуществляют закачку указанного выше реагента, продавку его в пласт и выдержку и удаление продуктов реакции. Причем закачку реагента можно вести циклически, а удаление продуктов реакции из призабойной зоны осуществляют методом депрессии или продавкой в пласт. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к получению составов для обработки карбонатных пластов с целью интенсификации добычи нефти и газа на указанных объектах. Техническим результатом изобретения является снижение проницаемости промытых зон пласта и уменьшение степени его неоднородности в направлении вытеснения, что приводит к уменьшению скорости реакции и растворяющей способности в водонасыщенной части пласта с параллельным увеличением растворяющей способности раствора в нефтенасыщенной его части. Состав для обработки карбонатных пластов включает, мас.%: водный раствор соляной кислоты 20-22%-ной концентрации 42-48, полигликоль 4-16, раствор алюмохлорида - отход производства химической промышленности с содержанием основного вещества в растворе 200-300 г/л и рН 0,6-2,0 42-48. 2 табл.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения продуктивности нефтяных и увеличению приемистости нагнетательных скважин путем разглинизации призабойной зоны пласта скважины, представленной низкопроницаемыми терригенными глинистыми коллекторами и/или снизившим свою продуктивность вследствие кольматации пор глинистым материалом. Технический результат - повышение эффективности работ по воздействию на призабойную зону пласта, увеличение проницаемости призабойной зоны скважин, увеличение производительности скважин. В способе обработки заглинизированных пластов осуществляют нагнетание сначала водного раствора, содержащего соляную кислоту, затем водного раствора ПАВ, затем водного раствора кислородосодержащего вещества и выжидание, затем осуществляют нагнетание водного раствора поверхностно-активного вещества ПАВ, затем - водного раствора, содержащего соляную кислоту, выжидание, затем осуществляют освоение скважины, в качестве водного раствора, содержащего соляную кислоту, используют раствор, содержащий, мас.%: соляную кислоту ингибированную 4-12, фтористоводородную кислоту 0,01-4, уксусную кислоту 0,1-4, ПАВ - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена 0,05-4, воду - остальное, в объеме 0,1-3 м³ указанного раствора на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта, в качестве водного раствора ПАВ - раствор, содержащий, мас.%: ПАВ 0,1-3, воду - остальное, в объеме 0,2-1 м³ указанного раствора на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта, в качестве водного раствора кислородосодержащего вещества - водный раствор пергидрата карбоната натрия концентрацией 5-12 мас.% либо пергидрата бората натрия концентрацией 5-12 мас.%, либо пергидрата карбамида концентрацией 5-15 мас.%, либо перекиси водорода концентрацией 3-10 мас.%, либо гипохлорита натрия концентрацией 5-20 мас.%, либо гипохлорита кальция концентрацией 5-20 мас.%, в объеме 0,1-3 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта. Водный раствор кислородосодержащего вещества дополнительно может содержать ПАВ - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена в количестве 0,05-4 мас.%. Выжидание осуществляют в течение не более 8 часов. 2 з.п. ф-лы, 1 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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам и способам кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатными коллекторами, и может быть использовано для интенсификации притока нефти, увеличения приемистости скважин, освоения скважин путем кислотной обработки карбонатного коллектора и как перфорационная среда при вторичном вскрытии пласта с карбонатным коллектором. Технический результат - повышение эффективности процесса обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором за счет увеличения глубины проникновения кислотного состава в пласт и создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов вследствие снижения скорости взаимодействия кислотного состава с породой пласта, снижение коррозионной активности кислотного состава в отношении конструкционной стали, цементного камня за эксплуатационной колонной скважины, уменьшение вероятности кольматации пор пласта нерастворимыми соединениями железа и предотвращение возникновения негерметичности цементного кольца за эксплуатационной колонной скважины. Состав для обработки карбонатных коллекторов включает, мас.%: соляную кислоту 7-19, поверхностно-активное вещество ПАВ 0,1-3,0, растворитель 10-45, ортофосфорную кислоту 4-14, воду остальное. В способе кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором осуществляют закачку в скважину указанного выше кислотного состава, который продавливают в глубину пласта продавочной жидкостью, и осуществляют технологическую выдержку. До и/или после кислотного состава могут закачивать углеводородный растворитель. Углеводородный растворитель дополнительно может содержать маслорастворимый деэмульгатор. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, способам приготовления и применения гидрофобных эмульсий - жидкостей глушения скважин. Технический результат - расширение области применения предложенных составов гидрофобных эмульсий в комбинированной технологии глушения и освоения скважин. Состав блокирующей гидрофобной эмульсии БГЭ для комбинированной технологии глушения и освоения скважин содержит, об.%: тяжелый ароматический углеводородный растворитель с плотностью не менее 1000 кг/м³ - термогазойль или антраценовую фракцию 20-25, маслорастворимый эмульгатор - нефтенол НЗ или санкор 9701 2-5, 45,3%-ный водный раствор нитрита натрия 23-25, 52,2%-ный водный раствор карбамида 40-45 и водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1400 кг/м³ остальное. В способе приготовления этого состава механическим перемешиванием компонентов в смесителе пропеллерного типа вначале в смеситель загружают указанные растворитель, эмульгатор и растворы нитрита натрия и карбамида, перемешивают 15-20 мин, затем небольшими порциями при перемешивании вводят водный раствор хлорида кальция до получения эмульсии плотностью не ниже 1200 кг/м³. Состав деблокирующей гидрофобной эмульсии ДГЭ для комбинированной технологии глушения и освоения скважин содержит, об.%: керосино-газойлевую фракцию нефтяных углеводородов КГФНУ 25-30, эмульгатор РДН 5-7, концентрированную соляную кислоту плотностью не менее 1170 кг/м³ 25-30 и водный раствор хлорида кальция плотностью не менее 1400 кг/м ³ остальное. В способе приготовления этого состава механическим перемешиванием компонентов в смесителе пропеллерного типа вначале загружают КГФНУ и РДН, затем вводят при постоянном перемешивании небольшими порциями кислоту, а затем так же водный раствор хлорида кальция до достижения плотности эмульсии не менее 1200 кг/м ³. В комбинированной технологии глушения скважин КТГС вначале в межтрубное пространство скважины закачивают БГЭ, скважину закрывают и выдерживают 24 ч, затем закачивают задавочную жидкость ЗЖ, объемы БГЭ и ЗЖ рассчитывают по приведенным формулам. В способе освоения скважины ОС после глушения, включающем создание депрессии на пласт путем вытеснения из скважины ЗЖ газовой фазой, при указанном КТГС ОС осуществляют закачкой в скважину ДЭ в объеме, превышающем не менее чем в 2 раза объем БГЭ, с разрушением обеих эмульсий на забое скважины с выделением в свободном виде азота и углекислого газа в объемах, достаточных для снижения уровня ЗЖ в скважине, для создания необходимой для ОС депрессии на пласт, причем разрушение осуществляют при избыточном не менее 5 мас.% содержании соляной кислоты в продуктах реакции с кратковременным повышением температуры до 300°С и более, образованием микроэмульсии указанных растворителей с эмульгаторами в водных растворах кислоты и хлоридов натрия и кальция с обеспечением кислотного и теплового воздействия на пласт, его очистки и гидрофобизации. 6 н. и 1 з.п. ф-лы, 5 табл.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии нефтедобычи с применением химических средств на основе соляной кислоты путем комплексного соляно-кислотного воздействия на призабойную зону скважин нефтяного пласта с целью интенсификации, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов, насыщенных высоковязкой нефтью. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны (ОПЗ) за счет повышения технологичности состава, а именно стабильности и глубины проникновения в карбонатный пласт, а также расширение ассортимента кислотных составов для ОПЗ слабопроницаемых карбонатных пластов, насыщенных высоковязкой нефтью. Состав для обработки призабойной зоны скважин карбонатного пласта содержит, % об.: 20% водный раствор соляной кислоты 22 - 28, 98% водный раствор уксусной кислоты 7 - 8 и растворитель на основе вторичных продуктов предприятий нефтепереработки - легкую пиролизную смолу ЛПС 65-70. 4 табл.