Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: ....комбинированные с добавками для особых целей – C09K 8/74

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов с карбонатным коллектором. Технический результат - повышение нефтевытесняющих свойств состава, увеличение проницаемости карбонатного коллектора пласта как с высокой пластовой температурой или при паротепловом воздействии, так и с низкой пластовой температурой. Состав для повышения нефтеотдачи пластов содержит комплексное поверхностно-активное вещество ПАВ нефтенол ВВД или неионогенное ПАВ - АФ9-12 или NP-40, или NP-50, или смесь неионогенного ПАВ - АФ9-12 или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфанола, или NPS-6, карбамид, воду, сухокислотный реагент нетрол, % мас.: нефтенол ВВД 1,0-5,0, карбамид 8,0-20,0, нетрол 5,0-10,0, воду остальное или указанное неионогенное ПАВ 1,0-2,0, карбамид 8,0-20,0, нетрол 5,0-10,0, воду остальное, или указанное неионогенное ПАВ 1,0-2,0, указанное анионактивное ПАВ 0,5-1,0, карбамид 8,0-20,0, нетрол 5,0-10,0, воду остальное. 8 пр., 1 табл., 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - восстановление газогидродинамической связи скважины со слабосцементированным терригенным продуктивным пластом без разрушения скелета пород-коллекторов в условиях аномально низкого пластового давления. Способ обработки призабойной зоны слабосцементированного терригенного пласта в условиях аномально низкого пластового давления включает спуск гибкой трубы во внутреннюю полость лифтовой колонны газовой скважины до забоя и очистку забоя от жидкости и механических примесей технической водой, обработанной поверхностно-активным веществом и гидрофобизирующей добавкой и загущенной двухпроцентным раствором карбоксиметилцеллюлозы, последующий подъем гибкой трубы до нижних отверстий интервала перфорации, закачивание через гибкую трубу в интервал перфорации при медленном подъеме гибкой трубы до верхних отверстий интервала перфорации со скоростью 2 м/с кислотного состава, содержащего следующие компоненты, мас.%: лимонная кислота 10-20; неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 1-2; трилон Б 0,2-0,5; вода остальное, в объеме 0,2-0,5 м³ эффективной перфорированной толщины, продавливание кислотного состава в пласт посредством буферной жидкости или инертного газа, последующий подъем гибкой трубы и оставление скважины на период реакции кислотного состава с кольматирующими соединениями. 1 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности. В способе освоения нефтяных и газовых скважин, включающем обработку призабойной зоны скважины путем закачки в скважину кислотной эмульсии и проведения технологической выдержки, последовательно закачивают в скважину, оборудованную колонной лифтовых труб, продавочную жидкость, высоковязкую разделительную жидкость и кислотную эмульсию, в качестве кислотной эмульсии используют кислотную пену, которую приготавливают путем газирования расчетного объема пенообразующей эмульсии, равного объему скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта. Пенообразующая эмульсия содержит, мас.%: дизельное топливо 25,0; соль КСl 10,0; поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-12 1,0-1,5; соляную кислоту НСl 10,0, воду остальное. Степень газирования пенообразующей эмульсии регулируют, исходя из максимально допустимой депрессии на глубине кровли продуктивного пласта. Закачку кислотной пены осуществляют через межтрубное пространство скважины в интервал вскрытия продуктивного пласта, затем кислотную пену продавливают в продуктивный пласт продавочной жидкостью, причем между продавочной жидкостью и кислотной пеной вводят высоковязкую разделительную жидкость с условной вязкостью не менее 120 с, после чего в межтрубном пространстве скважины и лифтовых трубах создают посредством продавочной жидкости избыточное давление на призабойную зону пласта с периодичностью, обеспечивающей создание чередующихся, по меньшей мере, трех циклов депрессии и репрессии на пласт, при этом проводят технологическую выдержку скважины не менее трех часов в каждом из циклов депрессии и репрессии до получения притока пластового флюида в цикле депрессии. 4 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами. Технический результат - разработка кислотной эмульсии для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, обладающей высокой эффективностью за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличения степени охвата обработкой пласта, предотвращения и удаления кольматирующих отложений, а также обладающей совместимостью с пластовой водой и нефтью. Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта содержит, масс.%: растворитель - реагент ИТПС-010К 13,0-27,7, эмульгатор - реагент ИТПС-804Э 4,5-10,0, соляную кислоту остальное. Кислотная эмульсия дополнительно может содержать фтористоводородную кислоту в количестве 4,0-10,0 масс.% и регулятор вязкости в количестве 0,1-5,0 масс.%. 2 з.п. ф-лы, 4 табл., 28 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного карбонатными или терригенными коллекторами. Технический результат - разработка многоцелевого состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, обладающего высокой проникающей способностью в пласт за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, ограничения образования и диспергирования отложений смолянистых осадков при контакте кислотного состава с нефтью, а также обладающего низким межфазным натяжением на границе кислотный состав/нефть и совместимостью с пластовой водой и нефтью. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта включает, масс.%: соляную кислоту 24,9-90,0, реагент ИТПС-806 А 5,0-7,5, воду остальное. Состав может содержать фтористоводородную кислоту в количестве 4,0-10,0 масс.%. 1 з.п. ф-лы, 3 табл., 7 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами. Технический результат - замедление скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличение степени охвата обработкой по толщине и глубине пласта, а также стабильность кислотного состава до 120 часов при температуре до 60 С°, уменьшение интенсивности кислотной коррозии и удаление асфальтосмолопарафинотложений. Кислотный состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта включает, масс.%: кислоту 5,0-40,0, эмульгатор - анионоактивное, или неионогенное, или катионное поверхностно-активное вещество или их смесь, 1,0-10,0, углеводородный растворитель 5,0-40,0, деструктор - первичный или вторичный спирт или их смесь 0,1-5,0, ингибитор коррозии 0,01-0,05 и воду остальное. Состав может дополнительно содержать регулятор вязкости в количестве 0,01-6,0 масс.%. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 29 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами. Технический результат - замедление скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличение степени охвата обработкой по толщине и глубине пласта, с использованием эмульсии, сохраняющего стабильность до 120 часов при температуре до 60°C, уменьшающего интенсивность кислотной коррозии и обладающего моющей эффективностью по отношению к асфальтосмолопарафиноотложениям. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта включает закачку в пласт эмульсии и водного раствора кислоты, причем вначале закачивают водный раствор кислоты, а закачку водного раствора кислоты и эмульсии проводят в последовательно чередующемся режиме и в качестве эмульсии используют эмульсию следующего состава, масс.%: кислота 5,0-40,0; эмульгатор - анионоактивное или неионогенное, или катионное поверхностно-активное вещество, или их смесь 1,0-10,0; углеводородный растворитель 5,0-40,0; деструктор - первичный или вторичный спирт или их смесь 0,1-5,0; ингибитор коррозии 0,01-0,05 и вода остальное. Эмульсия может содержать регулятор вязкости в количестве 0,01-6,0 масс.%. Водный раствор кислоты используют 3,0-24,0%-ной концентрации. 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 29 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки неоднородных по проницаемости карбонатных и терригенных пластов. Технический результат - расширение области применения способа: применение в более широком диапазоне пластовых температур от 30°C до 110°C, применение для скважин с любой, в том числе повышенной обводненностью добываемой продукции, сокращение сроков проведения обработки, повышение эффективности воздействия на низкопроницаемые продуктивные зоны пласта, предотвращение вторичного образования эмульсий в пластовых условиях после обработки, снижение расхода эмульгатора и применение более технологичного способа приготовления эмульсии на скважине. В способе обработки призабойной зоны пласта, включающем закачку в пласт нефтекислотной эмульсии обратного типа и кислоты, в качестве нефтекислотной эмульсии обратного типа используют эмульсию, содержащую следующие компоненты, мас.%: дисперсионная среда - углеводородная жидкость 31-38, эмульгатор - продукты реакции алифатических аминов жирных кислот гидрированного талового масла с соляной кислотой в расчете на амины 0,02-0,08, дисперсная фаза -синтетическая, ингибированная 10-18%-ная соляная кислота остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. 6 з.п. ф-лы, 21 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны пласта для повышения интенсификации добычи нефти. Технический результат - интенсификация добычи нефти, обеспечение совместимости состава обработки и пластового флюида даже при наличии трехвалентного железа в количестве 2000 ppm и более, устойчивости к замерзанию при одновременном сохранении свойства замедления скорости реакции с карбонатной породой. Поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов содержит, мас.%: соляную кислоту (в пересчете на НСl) 6,0-24,0; спиртосодержащее соединение 5,0-30,0; поверхностно-активное вещество ПАВ - средство моющее техническое «ЖениЛен» 0,5-2,0; катионное ПАВ - ОксиПАВ или Дон-96 0,2-1,0; стабилизатор железа 0,5-3,0; воду остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 пр., 1 ил.

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 нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, стимулирование и интенсификация притока флюида из продуктивного пласта, в том числе в высокотемпературных скважинах с температурой до 125°C. В способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку, продавку в зону продуктивного пласта кислотного реагента, технологическую выдержку и извлечение продуктов путем депрессионного воздействия, кислотный реагент содержит, мас.%: галоидоводородную кислоту 0,5-5,0, уксусную, или лимонную, или борную, или муравьиную, или хлоруксусную кислоту, или алкилбензосульфокислоту 8,0-85,0, поверхностно-активное вещество 0,2-5,0, комплексообразователь 0,1-1,0, воду остальное. По второму варианту в способе перед закачкой указанного выше кислотного реагента осуществляют имплозионное воздействие на пласт. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 9 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам получения термопенокислотных составов, и может быть использовано на месторождениях, сложенных карбонатными и терригенными коллекторами. Технический результат - увеличение приемистости нагнетательной скважины и притока к добывающим скважинам, включение в разработку ранее не охваченных воздействием непроницаемых зон. В способе обработки призабойной зоны пласта путем закачки газогенерирующего и кислотного реагентов в качестве газогенерирующего реагента используют состав, содержащий, мас.%: мочевина 28,4-38,4, нитрит натрия 18,2-27,6, вода - остальное, а в качестве кислотного реагента используют состав, содержащий, мас.%: неорганическая кислота 5,2-60,9, поверхностно-активное вещество 2,4-3,5, стабилизатор железа 1,4-2,3, флотореагент 7,0-11,4, вода - остальное, причем соотношение газогенерирующего и кислотного реагентов составляет 1:(1-3), а после закачки реагентов проводят выдержку. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к составам для кислотной обработки пласта. Технический результат - предотвращение образования асфальто-смолистых отложений, снижение коррозионной агрессивности состава, снижение скорости растворения карбонатной породы, высокая поверхностная активность на границе с нефтью, высокие нефтеотмывающие свойства и высокая проникающая способность состава. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: смесь динатриевой соли моноэфиров сульфоянтарной кислоты и этоксилатов алкилфенолов на основе тримеров пропилена, выпускаемую под техническим названием СОП-10н, 0,25-2,0, соляную кислоту в пересчете на хлористый водород 10,0-24,0, воду - остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение продуктивности пласта за счет предотвращения образования неорганических отложений при обработке карбонатных и терригенных продуктивных пластов, исключающее загрязнение пласта и внутрискважинного оборудования нерастворимыми солями и гелеобразными соединениями железа, снижающими его продуктивность, а также утилизация маточного раствора - отхода производства монохлоруксусной кислоты и исключение применения дефицитных, дорогостоящих реагентов. Состав для предотвращения отложений неорганических солей при добыче нефти и газа из скважин карбонатных и терригенных пластов содержит воду, маточный раствор - отход производства монохлоруксусной кислоты, аминированный аммиачной водой, содержащий, мас.%: хлорид аммония 4-9, хлорид натрия 10-15, нитрилотриуксусной кислоты натриевую соль 6-14, ацетат натрия 5-12, гликолят натрия 4-6, оксалат натрия 5,5-8 и воду - остальное, соляную кислоту - отход фторорганических производств, содержащий до 25-30 мас.% хлористого водорода и до 4-6 мас.% фтористого водорода при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанная соляная кислота 12-15, указанный аминированный маточный раствор производства монохлоруксусной кислоты 14-16, вода - остальное. 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа из скважин. Технический результат - исключение необходимости применения дефицитных, дорогостоящих реагентов, увеличение продуктивности пласта, увеличение срока работы оборудования за счет снижения коррозионной активности применяемого состава, утилизация отхода производства фосфонометилглицина. Состав для предотвращения отложений неорганических солей при добыче нефти и газа из скважин карбонатных и терригенных пластов содержит воду, соляную кислоту фторорганических производств - отход фторорганических производств, содержащий до 25-30 мас.%, хлористого водорода и до 4-6 мас.%, фтористого водорода, и отход производства фосфонометилглицина состава, мас.%: хлорид аммония 4-5, хлорид натрия 4-5, фосфонометилглицин 2-2,5, бисфосфонометилглицин 1-1,5, фосфонометилиминодиуксусная кислота 1-1,5, бета-хлорпропионовая кислота до 5, вода остальное, при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота фторорганических производств 12-15, отход производства фосфонометилглицина 10-14, вода - остальное. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа из скважин. Технический результат - исключение применения дефицитных, дорогостоящих реагентов, увеличение продуктивности пласта за счет предотвращения образования неорганических отложений при обработке карбонатных и терригенных продуктивных пластов, увеличение срока работы оборудования за счет снижения коррозионной активности применяемого состава, а также утилизация кубового остатка - отхода производства глицина. Состав для предотвращения отложений неорганических солей при добыче нефти и газа из скважин карбонатных и терригенных пластов содержит воду, соляную кислоту фторорганических производств - отход фторорганических производств, содержащий до 25-30 мас.% хлористого водорода и до 4-6 мас.% фтористого водорода, и кубовый остаток производства глицина состава, мас.%: хлорид аммония 16-18, глицин 3-3,5, иминодиуксусная кислота 2-2,5, гликолевая кислота 0,35-0,5, уротропин 6-7, вода остальное, при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота фторорганических производств 15-20, кубовый остаток производства глицина 15-20, вода остальное. 1 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологии разглинизации призабойной зоны пласта. Технический результат - исключение образования осадков при обработке терригенных коллекторов, имеющих карбонатные включения, с обеспечением высокой степени разглинизации пласта за счет увеличения степени растворения и диспергирования глинистого материала. В способе кислотной обработки скважин в терригенном коллекторе в продуктивный пласт закачивают первый технологический раствор, содержащий, мас.%: гидразин солянокислый N₂H₄·2HCl 10,8, органические производные фосфоновой кислоты 0,5, поверхностно-активное вещество ПАВ 0,5, ингибитор коррозии 0,5, воду остальное. Далее после выдержки технологического раствора на реакцию закачивают буферную жидкость, содержащую ПАВ в пределах концентраций 0,5-0,8%. Затем закачивают второй технологический раствор, содержащий, мас.%: гидразин солянокислый N₂H₄·2HCl 10,8, бифторид аммония NH ₄F·HF 4,3, органические производные фосфоновой кислоты 0,5, ПАВ 0,5, ингибитор коррозии 0,5, воду остальное. После выдержки второго технологического раствора на реакцию проводят освоение скважины. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения текущей нефтеотдачи пласта. Технический результат - снижение коррозионной активности состава, исключающее загрязнение пласта и снижение его продуктивности, повышение эффективности воздействия на пласт путем замедления нейтрализации кислотного раствора, обеспечивающее более глубокое проникновение в пласт и увеличение текущей нефтеотдачи пласта, утилизация отхода производства ингибитора коррозии В2. Состав для кислотной обработки скважины или призабойной зоны пласта, включающий соляную кислоту, ингибитор коррозии и воду, в качестве ингибитора коррозии содержит отход производства ингибитора коррозии В2, представляющий собой водно-солевой раствор, содержащий, масс.%: хлорид аммония 15-18, ароматические амины 4-5, воду остальное, и ингибитор коррозии В2 при следующем соотношении компонентов, масс.%: соляная кислота 27,5%-ной концентрации 80-84,9, отход производства ингибитора коррозии В2 15-20, ингибитор коррозии В2 20,05-0,15. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения текущей нефтеотдачи пласта. Технический результат - значительное снижение коррозионной активности состава, исключающее загрязнение пласта и снижение его продуктивности, повышение эффективности воздействия на пласт путем замедления нейтрализации кислотного раствора, обеспечивающее более глубокое проникновение в пласт и увеличение текущей нефтеотдачи пласта, утилизация отхода производства бензальдегида. Состав для кислотной обработки скважины или призабойной зоны пласта, включающий соляную кислоту, ингибитор коррозии и воду, в качестве ингибитора коррозии содержит отход производства бензальдегида, представляющий собой водно-солевой раствор, содержащий, мас.%: хлорид аммония 10-20, солянокислые ароматические амины 20-30, воду остальное, дополнительно - уксусную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота 27,5%-ной концентрации 79,9-89,9, отход производства бензальдегида 10-20, уксусная кислота 0,1-1,0. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки призабойной зоны фациально-неоднородных низкопроницаемых коллекторов добывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - увеличение проницаемости призабойной зоны пласта, эффективное вовлечение в разработку остаточных запасов нефти, приуроченных к малопроницаемым заглинизированным коллекторам, за счет снижения количества связанной воды и набухаемости глин, их диспергирования, разрушения и последующего выноса. Состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: галоидоводородная кислота 5,0-80,0; капролактам и/или его олигомеры с молекулярной массой менее 8000 и/или соли указанных олигомерно-лактамных соединений, общей формулы

[NH₂ ⁺-(CO₂)_m-CO]_n X^-, где m=3-12; n=1-10; X^---Сl^- , -Br^-, -NО₃ ^-, -HSO₄ ^-, или их смеси 0,5-35,0; вода - остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение эффективности кислотной обработки. Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью включает, мас.%: алкилбензолсульфокислоту, содержащую в алкильной группе 12-14 атомов углерода, 3,5-5,5, препарат ОС-20 2,5-5,5, хлорид аммония 3,5-6,5, 24%-ный раствор ингибированной соляной кислоты 14,0-18,0, метанол 12,0-16,0, сивушное масло 4,0-8,0, уксусную кислоту 6,0-12,0, лимонную кислоту 2,5-4,5, ингибитор коррозии «ИКУ-118» 0,1-0,5, пресную воду - остальное. Способ кислотной обработки призабойной зоны терригенных коллекторов с высокой карбонатностью включает последовательную закачку в скважину буферной жидкости, в качестве которой используют 1,5-3,0%-ный раствор хлорида аммония, в количестве 0,5-1,0

м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, и кислотного состава в количестве 0,5-2,0 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт с использованием указанной выше буферной жидкости в количестве 1,0-3,0 м³ и жидкости для продавки, в качестве которой используют пресную или минерализованную воду или водонефтяную эмульсию, или нефть, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, в качестве кислотного состава используют указанный выше кислотный состав или его раствор, полученный при разбавлении указанного выше кислотного состава пресной водой или 3-24%-ным раствором ингибированной соляной кислоты в соотношении указанный выше кислотный состав: пресная вода или 3-24%-ный раствор ингибированной соляной кислоты 1:1-1:9 соответственно. 2 н.п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта. Кислотный состав включает, мас.%: ингибированная соляная кислота 9,0-15,0, фторсодержащий реагент - фтористо-водородная кислота или бифторид аммония, или фторид аммония 4,0-7,4, органический растворитель - полиэтиленгиколь-4 или «Реагент-Гликойл» 5,0-30,0, поверхностно-активное вещество Неонол АФ_9-12 0,1-0,2, вода остальное. Технический результат - создание состава для обработки терригенного пласта, обладающего замедленной скоростью реакции с породой при пластовой температуре для увеличения охвата пласта обработкой и снижения опасности образования осадков, а также более низким значением поверхностного натяжения на границе с углеводородами и низкой скоростью коррозии, совместимостью с ингибиторами коррозии, введенными в товарную кислоту, а также не образующего эмульсий на контакте с нефтью и углеводородами. 4 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к обработке призабойной зоны скважины с целью повышения нефтегазоотдачи, очистке технологического нагревательного оборудования от отложений накипи. Кислотная композиция содержит, мас.%: 24%-ную соляную кислоту 23-65, щавелевую кислоту 0,5-2,5, аммоний фтористый кислый 0,5-5,0, персульфат аммоний 0,03-0,3, неионогенное ПАВ 0,05-0,5, изопропиловый спирт 0,5-5,0, воду остальное. Технический результат - создание кислотной композиции, обладающей высокой эффективностью, удобством в приготовлении, транспортировке и применении, в сочетании с малой токсичностью и агрессивностью. 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификационной обработке призабойной зоны пласта. Технический результат - снижение количества кольматирующих элементов, образующихся по мере истощения кислоты в процессе реакции состава для кислотной обработки с породой пласта, с одновременным упрощением приготовления состава для кислотной обработки, обладающего замедленной скоростью реакции с породой пласта и позволяющего увеличить охват пласта воздействием. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта включает, масс.%: ингибированную соляную кислоту 24,0-48,0, полимер - поливиниловый спирт или поливинилацетат 0,1-2,5, поверхностно-активное вещество ПАВ - синтанол АЛМ-7, или гликойл, или дипроксамин 157-65М 0,25-0,3, стабилизатор железа - лимонную или щавелевую кислоту 0,05-0,3, воду остальное, причем состав готовят последовательным добавлением в воду при перемешивании ингибированной соляной кислоты, указанного полимера, указанного ПАВ, указанного стабилизатора железа. Состав дополнительно содержит фтористо-водородную кислоту в количестве 4,0-10,0% масс. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к физико-химическому воздействию на призабойную зону скважин с целью повышения продуктивности. Технический результат - повышение растворяющей способности состава не только относительно глинистых минералов, но и карбонатных компонентов, включая соединения железа 2-х и 3-х валентного. Состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: бисульфат натрия - 8,0-15,0, лимонная кислота - 0,5-1,0, борная кислота - 1,0-1,8, вода - остальное. 2 табл.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии нефтедобычи с применением кислотных составов для обработки призабойной зоны карбонатного пласта. Технический результат - снижение скорости реакции состава с карбонатной породой пласта и увеличение радиуса охвата призабойной зоны пласта кислотным воздействием. Состав для кислотной обработки призабойной зоны карбонатного пласта содержит, об.%: легкую нефть 78-82, 15%-ный водный раствор сульфаминовой кислоты 17,93-21,9, поверхностно-активное вещество АФБ-9-12 0,07-0,1. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение продуктивности скважины и интенсифицирование отбора нефти из залежи. Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта включает продавку кислотного реагента, содержащего, мас.%: соляную кислоту 8-76, фтористоводородную кислоту 1,5-18, поверхностно-активное вещество 0,3-2,5, ингибитор коррозии 0,1-2,0, растворитель остальное, через скважину в зону продуктивного пласта в объемах, обеспечивающих превышение фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, проведение технологической выдержки и удаление отработанных продуктов реакции из обрабатываемой зоны путем депрессионного воздействия на скважину, причем при значении условного коэффициента приемистости скважины Кпс не менее 2,5 удаление отработанных продуктов реакции осуществляют в режиме эксплуатации скважины, а при Кпс менее 2,5 - принудительно, при достижении коэффициента продуктивности Кпр не менее 0,5 м ³/сут·атм принудительное извлечение продуктов реакции из обрабатываемой зоны прекращают. Изобретение развито в зависимых пунктах. 4 з.п. ф-лы, 2 табл.

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к кислотным обработкам терригенных коллекторов, и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны продуктивных нефтяных пластов. Технический результат - повышение проникающей способности состава для кислотной обработки в нефтенасыщенную часть пласта за счет снижения межфазного поверхностного натяжения на границе с нефтью, снижение скорости реакции состава с терригенным коллектором и кислоторастворимыми минералами породы. Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта, мас.%: соляную кислоту 9,0-18,0; фтористоводородную кислоту 2,0-8,0; катионное поверхностно-активное вещество (в пересчете на основное вещество) 0,1-1,0; окись третичного амина - водорастворимое поверхностно-активное вещество (в пересчете на основное вещество) 0,05-0,5; воду - остальное. 1 табл.

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