Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: ..характеризующиеся использованием поверхностно-активных веществ – C09K 8/584

Изобретение относится к извлечению нефти и к методу повышенного извлечения нефти. Способ извлечения нефти из подземного пласта включает закачивание в этот пласт водной композиции, содержащей в качестве поверхностно-активного вещества алкил- или алкенилолигогликозида указанной общей формулы и дополнительное поверхностно-активное вещество - ПАВ, где в качестве дополнительного ПАВ водная композиция содержит анионные ПАВ, выбранные из алкоксилированных алк(ен)илсульфатов, при этом содержание алкил- или алкенилолигогликозида составляет 0,01-6% масс., весовое соотношение алкил- или алкенилолигогликозида формулы (I) и указанного дополнительного ПАВ равно от 10:90 до 90:10, а вода в указанной водной композиции имеет полный уровень растворенных солей вплоть до около 200000 ч./млн. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности при воздействии высоких температур, засоленности, давлений и концентрации двухвалентных ионов. 4 з.п. ф-лы, 4 табл., 18 пр.

Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата. Технический результат - обеспечение эффективного удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, в продукции которых содержится высокоминерализованная пластовая вода за счет высокой степени пенообразования. Применение препарата ОС-20, содержащего смесь полиоксиэтиленгликолевых эфиров синтетических первичных высших жирных спиртов фракции C₁₆-C ₁₈; этоксилированных (20 ЕО) цетиловых и стеариловых спиртов; оксиэтилированного (20 ЕО) гекса (окта) децилового спирта, неоногенного ПАВ, в качестве твердого или жидкого реагента для удаления пластовой жидкости с высокоминерализованной пластовой водой (общая минерализация 100-300 г/л) из газовых и газоконденсатных скважин. 1 табл.

Изобретение относится к способу добычи нефти из подземного пласта при поддержании давления, согласно которому а) закачивают, по меньшей мере одним закачивающим устройством в контакте с подземным пластом, содержащим нефть, жидкость, содержащую смесь по меньшей мере: i) соленой водной среды, ii) смесь 2 цвиттер-ионных загущающих ПАВов или смесь 2 популяций этих ПАВов, имеющую бимодальный характер узких распределений групп R₁, приведенных определений, в весовом содержании в интервале от 1 до 0,05 вес.%, предпочтительно от 0,5 до 0,1%, еще более предпочтительно от 0,4 до 0,15%, чтобы жидкость имела поверхностное натяжение на границе раздела воды и нефти, измеренное при температуре окружающей среды - 25°C, примерно 10 мН/м или меньше, и вязкость, измеренную при температуре 80°C и при градиенте сдвига 10 с^-1, примерно 3 сПз или больше, отвечающих приведенным формулам; извлекают жидкость по меньшей мере одним средством добычи, находящимся в месте, отличном от того, где был введен полимер, причем указанная жидкость содержит нефть. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение стабильности и/или загущения в соленой воде, при высокой температуре, при снижении содержания загущающих ПАВ. 20 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 табл.

Изобретение относится к вязкоупругим жидкостям для разрыва подземных пластов. Вязкоупругая жидкость для увеличения производительности углеводородсодержащего пласта содержит анионное поверхностно-активное вещество - ПАВ, катионное ПАВ, гидроксиэтилцеллюлозу и воду, объемное отношение катионного ПАВ в растворе к анионному в растворе составляет от 0,5:1 до 10:1 (в расчете на 50% об. раствор КПАВ и 40% об. раствор АПАВ). Вспененная или активированная вязкоупругая жидкость для повышения производительности углеводородсодержащего пласта содержит ксилолсульфонат натрия, хлорид N,N,N,триметил-1-октадекаммония, гидроксиэтилцеллюлозу, азот или диоксид углерода и воду, содержание внутренней фазы в жидкости составляет от 5 до 63% для активированных жидкостей или от 63 до 96% для вспененных жидкостей. Способ увеличения производительности углеводородсодержащего пласта, в котором проходит скважина, включающий закачивание в скважину указанной выше вязкоупругой жидкости. Способ разрыва подземного пласта включает закачивание указанной выше вспененной или активированной вязкоупругой жидкости в пласт при давлении, достаточном для разрыва пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение рабочих характеристик жидкостей. 4 н. и 17 з.п. ф-лы, 6 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составу для снижения вязкости нефти и повышения нефтеотдачи пластов в условиях низкотемпературного нефтяного пласта с применением микроорганизмов. Состав для снижения вязкости нефти в условиях низкотемпературных месторождений на основе нефтевытесняющей композиции, содержащей аммиачную селитру, поверхностно-активное вещество - ПАВ, карбамид и воду, где в композицию добавляют водный экстракт уробактерий, содержащий 800-840 млн кл./мл, полученный при постоянном перемешивании в течение 120 минут массы кизяков в воде в соотношении 10:100 соответственно, при следующем соотношении компонентов, г/л: аммиачная селитра 14-142, неионогенное ПАВ - АФ_9-12 или NP-40 или NP-50 4,8-48, анионактивное ПАВ - волгонат или сульфонол 2,4-24, карбамид 28,6-286, указанный водный экстракт уробактерий 20-50 мл/л, вода остальное до 1 л. Технический результат - повышение эффективности нефтеотдачи высоковязкой нефти в условиях нефтяной залежи высоковязкой нефти с низкой пластовой температурой (+10÷+50°С), снижение затрат при исключении паротеплового воздействия. 21 пр., 4 табл., 3 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и предназначено для предотвращения гидратообразования и удаления жидкости с высокой минерализацией (до 200 г/л) и содержанием газового конденсата в смеси до 50% с забоя низкотемпературных скважин, преимущественно на поздней стадии разработки месторождений. Технический результат - создание состава комплексного действия для обработки призабойной зоны газовой скважины, предотвращающего вспенивание закачиваемой среды при ее подаче на забой скважины и гидратообразование по стволу газовой скважины и в наземном оборудовании при выносе жидкости на поверхность и обеспечивающего высокую эффективность удаления высокоминерализованных вод в присутствии газа и газового конденсата с забоев низкотемпературных газовых скважин. Состав комплексного действия для обработки призабойной зоны газовой скважины включает 70%-ный водный раствор метанола и смесь поверхностно-активных веществ - ПАВ: неионогенного - ОП-10 и анионоактивного - сульфонола при их соотношении 4:1 соответственно, где количество указанной смеси выбирают по приведенной расчетной формуле. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к реагентам для обработки нефтяного пласта и к способам добычи нефти для повышения производительности скважин и повышения нефтеотдачи пласта, и может быть использовано па нефтяных месторождениях в широком диапазоне пластовой температуры (20-90°С), суммарного содержания солей в пластовой и закачиваемой водах (0,034-24,0 мас.%) с карбонатными, терригенными и глинизированными породами. Реагент - маточный раствор сульфата аммония от упарки водно-кислотного стока производства капролактама, содержащего не менее 41 мас.% сухого остатка, не менее 2,1 мас.% аминоорганических кислот в пересчете на аминокапроновую кислоту и имеющего рН выше 4,4. Способ добычи нефти путем закачки указанного выше реагента и с водным раствором электролита и/или органическим растворителем. 2 н.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение вязкости микроэмульсий, повышение их проницаемости в породах нефтяных пластов пласта, более эффективное поглощение нефти мицеллярным раствором. Мицеллярный раствор для извлечения нефти содержит, мас.%: полиэтиленполиамины (ПЭПА) 0,83-8,33, олеиновую кислоту (ОК) 1,67-16,67, изобутиловый спирт 5-50,00, воду 2,50-25,00, керосин остальное. Массовое соотношение ОК:ПЭПА равно 2,0:1,0. 6 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны неоднородных нефтяных пластов, в том числе эксплуатируемых при забойном давлении ниже давления насыщения, в условиях выделения и накопления газа в призабойной зоне, а также при обработке пластов, продуцирующих высоковязкими нефтями. Технический результат - повышение эффективности состава для обработки призабойной зоны за счет снижения поверхностного натяжения состава на границе с нефтью при сохранении неньютоновских свойств. Состав для обработки призабойной зоны нефтяных пластов включает, мас.%: анионоактивное поверхностно-активное вещество ПАВ или композиции анионоактивных ПАВ 0,002-0,03, наночастицы легкого цветного металла размером 50-200 нм 0,0005-0,0015, вода - остальное. 3 табл., 1 ил.

Изобретение относится к извлечению сырой нефти из подземной формации. Водная текучая среда, применимая для извлечения сырой нефти из подземной формации, включающая воду и один или более фосфорорганических материалов. Способ извлечения сырой нефти из подземной формации, включающий введение в формацию указанной выше водной текучей среды. Технический результат - повышение нефтеотдачи подземных формаций. 2 н. и 26 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к защите окружающей среды и может быть использовано для очистки нефтешлама, нефтезагрязненного грунта и почвы в местах добычи и переработки нефти, при аварийных ситуациях на нефтепроводах. Технический результат - высокие моющие средства композиции, упрощение технологического процесса очистки нефтезагрязненных грунтов, почвы и нефтешламов. Композиция для отмыва нефтешламов включает, мас.%: поверхностно-активное вещество - синтанол или волгонат 2,5-4,0, буру 2,5-4,0, триполифосфат 2,5-4,0, карбамид 2,5-4,0, вода остальное. 1 ил.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым при заканчивании и капитальном ремонте скважин, а именно: в качестве жидкости глушения; в качестве вязкоупругого разделителя при цементировании скважин; временно-изолирующего состава продуктивных горизонтов без потери проницаемости после деструкции состава. Технический результат - повышение термостойкости состава при снижении отрицательного воздействия его на продуктивный пласт за счет обеспечения регулируемого времени гелеобразования, при одновременном обеспечении высокой технологичности состава за счет простоты его приготовления в промысловых условиях. Термостойкий вязкоупругий состав содержит, мас.%: полисахаридный реагент из класса галактоманнанов 0,5-2,0, соединение на основе ацетата хрома 0,1-0,4, углеводородсодержащий реагент 0,5-3,5, гидроокись щелочного металла 0,1-0,3 5, вода остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. 7 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к добыче нефти из пласта и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для увеличения текущей нефтеотдачи пласта, а также для интенсификации работы добывающих скважин. Технический результат - снижение расхода химреагентов при сохранении нефтевытесняющей способности. Способ приготовления инвертной микроэмульсии для обработки нефтяных пластов включает перемешивание эмульгатора Нефтенол НЗ-ТАТ предварительно с водным раствором хлорида кальция в объемном соотношении 1:1, а затем перемешивание полученной эмульсии «кофе с молоком» с оставшейся частью указанного водного раствора при следующем соотношении компонентов, мас.%: Нефтенол НЗ-ТАТ 2,5- 8,0, кальция хлорид 0,3-12,0, вода остальное. Инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов, полученная указанным выше способом. Способ обработки нефтяного пласта закачкой инвертной микроэмульсии, где Нефтенол НЗ-ТАТ предварительно перемешивают с водным раствором хлорида кальция в объемном соотношении 1:1, затем полученную эмульсию «кофе с молоком» перемешивают с оставшейся частью указанного водного раствора при одновременной их указанной закачке при следующем соотношении компонентов, мас.%: Нефтенол НЗ-ТАТ 2,5-8,0, кальция хлорид 0,3-12,0, вода остальное. 3 н.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к добыче нефти из пласта и может быть использовано для регулирования процесса разработки нефтяных месторождений на любой стадии. Технический результат - повышение нефтевытесняющих свойств и устойчивости гидрофобной эмульсии, увеличение охвата пласта воздействием с одновременным снижением материальных и энергетических затрат. Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов содержит, мас.%: жидкий углеводород 46,0-63,3, эмульгатор Атрен - углеводородный раствор сложных алканоламиновых эфиров и амидов олеиновой кислоты и добавок неионогенных поверхностно-активных веществ 2,5-5, минерализованную воду - остальное. 4 табл.

Изобретение относится к области добычи нефти, газа и газового - углеводородного конденсата, а именно к химическим реагентам для подъема жидкостей из скважин газовых месторождений, газоконденсатных месторождений, нефтегазоконденсатных и скважин нефтяных месторождений с низким газовым фактором. Применяют Синтанол АЛМ-10 в качестве целевого реагента для подъема пластовых жидкостей из газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин с низким газовым фактором в условиях низких и аномально низких давлений в продуктивных пластах в диапазоне концентраций углеводородов от 10 до 90 об.%. Технический результат - обеспечение эффективного подъема пластовых углеводородсодержащих жидкостей из указанных скважин. 1 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи и трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. Состав для интенсификации технологических процессов нефтедобычи, повышения нефтеотдачи продуктивных пластов и снижения гидравлических сопротивлений при транспорте нефти содержит, мас.%: неионное поверхностно-активное вещество 2-20, полиэлектролит - деэмульгатор 1-17, азотсодержащий блоксополимер оксида этилена и оксида пропилена на основе этилендиамина 5-25, алкилфосфат 1-5, комплексен 0,5-2,0, триалкиламмониометансульфонат 0,5-5,0, натрий алкилбензолсульфонат 10-20, аммонийные соли низкомолекулярных карбоновых кислот С₂-С₅ 1-5,0, натрий алкансульфонат остальное. Причем он может дополнительно содержать, мас.%: алифатический спирт группы C ₁-С₃ 10-30 и этиленгликоль или пропиленгликоль 10-20. Технический результат - повышение эффективности комплексного действия состава в технологических операциях нефтедобычи с применением физических полей, расширение его функций в пластовых условиях, улучшение коллекторских свойств, увеличение охвата воздействием пласта. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к добыче нефти из пласта и может быть использовано при любой стадии разработки нефтяных месторождений с заводнением, для интенсификации работы добывающих скважин, выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и увеличения текущей нефтеотдачи пласта. Технический результат - увеличение термостабильности, водоизолирующих и нефтевытесняющих свойств. Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов содержит, мас.%: жидкий углеводород 10,0-25,0; эмульгатор ЭКС-ЭМ 0,5-3,0; хлористый кальций 0,5-3,0; натр едкий 0,02-0,2; вода остальное. 1 табл.

Состав может быть использован для обработки добывающих и нагнетательных скважин с целью снижения обводненности продукции скважин, увеличения добычи нефти, а также для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти в том числе. Состав содержит, мас.%: в качестве нефтяного сульфоната - присадку С-150 - 2,0-25,0; оксиэтилированные изонилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-12 - 1,5-20,0; углеводородный растворитель - остальное. Технический результат - снижение энергозатрат и исключение выпадения осадка при хранении состава. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к реагентам для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и к способам обработки призабойной зоны для повышения производительности скважин, и может быть использовано на скважинах в широком диапазоне пластовой температуры (20-90°С), суммарного содержания солей в пластовой и закачиваемой водах (0,034-24,0 мас.%) на карбонатных, терригенных и глинизированных породах. Реагент - водный раствор смол от упарки водно-кислотного стока производства капролактама, содержащий не менее 31 мас.% сухого остатка, не менее 6,4 мас.% аминоорганических кислот в пересчете на аминокапроновую кислоту и имеющий рН выше 4,4. Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта путем закачки указанного реагента с водным раствором электролитов и/или органическим растворителем, и/или углеводородной поверхностно-активной дисперсией. Технический результат - расширение ассортимента веществ для обработки пласта, расширение интервала эффективности обработки. 2 н.п. ф-лы, 5 табл.