Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: .....для предотвращения герметизации – C09K 8/78

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 нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта, и может использоваться в процессе интенсификации притока нефти и освоения скважин путем кислотной обработки терригенного коллектора. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки низкопроницаемых терригенных пластов за счет замедления скорости реакции с породой при пластовой температуре. Состав для кислотной обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта содержит, мас.%: ингибированная соляная кислота (на НСl) 9,0-15,0; фторсодержащий реагент - плавиковая кислота или бифторид аммония, или фторид аммония (на HF) 4,0-7,4; Неонол и/или фосфоновая кислота 0,1-2,0; органический растворитель - оксаль Т-66 5,0-30,0; вода остальное. 4 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к интенсификации притока углеводородов. Технический результат изобретения - обеспечение эффективности восстановления фильтрационной характеристики призабойной зоны скважин, пробуренных на полимерглинистых растворах. Состав для обработки призабойной зоны скважин, пробуренных на полимерглинистых растворах, включающий соляную кислоту, диэтиленгликоль и воду, при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота 15,0-20,0; диэтиленгликоль 1,0-3,0; вода 77,0-84,0. 2 табл.

Изобретение относится к подземному хранению газа в пористых пластах, в частности к составам для разглинизации призабойной зоны пласта (ПЗП) и, как следствие, восстановлению естественной продуктивности скважин. Технический результат изобретения состоит в повышении эффективности снижения прочности структуры органофильных глинистых образований, кольматирующих призабойную зону пласта для обеспечения ее очистки (разглинизации) и восстановления естественной продуктивности скважины. Состав для разрушения органофильных глинистых образований, кольматирующих призабойную зону пласта подземных хранилищ газа, содержит, мас.%: 4,4-диметил-1,3-диоксан 4-6; уксусная кислота 8-10; метанол 4-10; вода - остальное. 2 табл., 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения продуктивности добывающих скважин низко- и среднепроницаемых коллекторов высокотемпературных пластов нефтяных месторождений. Состав для обработки призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов содержит, мас.%: соляную кислоту 6-12, фтористоводородную кислоту 1,5-3, органический растворитель 25-30, изопропиловый спирт 25-30, кремнийорганическую эмульсию КЭ-30-04 1, воду - остальное. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта. 1 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи. Технический результат - обеспечение технологичности за счет повышения степени растворимости и использования при приготовлении порошкообразных ингредиентов, предотвращение образования осадков при взаимодействии с терригенными породами, в том числе с повышенной глинистостью и карбонатностью, стабилизация глинистых компонентов породы для исключения их миграции в поровое пространство. Твердая основа состава для кислотной обработки терригенного коллектора содержит, мас.%: продукт взаимодействия азотной кислоты с карбамидом 40-45, оксиэтилидендифосфоновая кислота 40-45, фторид аммония или бифторид аммония, или бифторид-фторид аммония 7,5-12,5, порошкообразное ПАВ ГФ-1С 2,5-5, при этом массовое соотношение указанных продукта и кислоты 1:1. Основа может дополнительно содержать хлорид алюминия, а рабочие растворы готовят 13-35%-ной концентрации. 2 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретения относятся к горной промышленности, а именно к твердым реагентам для кислотной обработки скважины и к способам их использования для обработки скважин, преимущественно водозаборных, вскрывающих песчаный продуктивный пласт и добывающих из пласта питьевые, минеральные, промышленные воды, минеральные растворы и т.д. Технический результат - повышение растворяющей способности твердого реагента для дегидратированных железистых кольматирующих образований и предотвращение вторичного их выпадения в прифильтровой зоне, повышение эффективности обработки за счет увеличения проницаемости прифильтровой зоны пласта, интенсификации растворения кольматирующих образований при одновременном обеспечении оптимально достаточного времени обработки скважины. Твердый реагент содержит, мас.%: продукт взаимодействия азотной кислоты с карбамидом 37,5-73,2, кислородсодержащее соединение серы 24,4-61,5, полифосфат натрия - до 100. В способе кислотной обработки скважины, преимущественно водозаборной, производят подачу технологического раствора в скважину, оборудованную спущенным на насосно-компрессорных трубах фильтром, закачку его в пласт по реагентопроводу, выдержку в пласте и последующую прокачку скважины, в качестве технологического раствора используют 10-30%-ный водный раствор указанного выше твердого реагента, при выдержке создают возвратно-поступательное движение (ВПД) технологического раствора путем периодической подачи сжатого воздуха в герметизированный ствол скважины с последующей его разгерметизацией, при указанной подаче сжатого воздуха уровень жидкости в стволе скважины снижают ниже статического уровня на расстояние, не превышающее длину фильтра, фиксируя при этом показатель времени продвижения жидкости до нижнего конца фильтра, при стабилизации этого показателя ВПД прекращают, при последующей прокачке скважины дополнительно измеряют величину удельного электрического сопротивления откачиваемой из скважины жидкости, и при достижении этой величины, близкой или равной величине удельного электрического сопротивления пластового флюида, прокачку прекращают. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 6 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при приготовлении обратной нефтекислотной эмульсии для обработки призабойной зоны нефтедобывающей скважины. В способе приготовления обратной нефтекислотной эмульсии для обработки призабойной зоны скважины смешивают растворитель парафинов нефтяной - дистиллят, эмульгатор «ЯЛАН-Э-1» и 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты, которые загружают в емкость, затем насосом снизу из емкости отбирают раствор соляной кислоты, другим насосом сверху из емкости отбирают дистиллят. Насосами направляют раствор соляной кислоты и дистиллят встречными потоками в диспергатор, а после него сверху в емкость. Насос для отбора раствора соляной кислоты выбирают производительностью, в 2-3 раза меньшей производительности насоса для отбора дистиллята. Смешение проводят при температуре от -15 до +30°С эмульсии. Технический результат - повышение свойств обратной нефтекислотной эмульсии по отмыванию кольматирующих соединений из призабойной зоны скважины. 1 ил.