Составы для бурения скважин, составы для обработки буровых скважин, например для отделочных или восстановительных работ: ..составы на основе масел – C09K 8/82

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению эффективности работ по увеличению нефтеотдачи пластов. Способ повышения нефтеотдачи пластов включает закачку в пласт через систему нагнетательных скважин в их прискважинные зоны таллового масла с наполнителем - диспором в количестве 5-10% к объему талового масла и продолжение заводнения. Технический результат - выравнивание профиля приемистости пластов, повышение эффективности вытеснения нефти и охвата пласта заводнением. 2 табл.

Изобретение относится к эмульгаторам и может быть использовано при приготовлении эмульсолов нефтяных, а затем нефтяных эмульсий, применяемых в нефтедобывающей промышленности для повышения нефтеотдачи пластов. Технический результат - снижение температуры застывания при повышении температуры кипения основы, улучшение однородности и термостабильности эмульсола, увеличение способности эмульсий повышать нефтеотдачу пласта и приемистость скважин. Основа для эмульсола нефтяного является парафино-нафтеновой фракцией, полученной ректификацией гидрокрекингового керосина, - продуктом с температурой замерзания - 55-65°С и температурой начала кипения 210-230°С. В способе получения указанной основы ректификации подвергают гидрокрекинговый керосин, процесс осуществляют при пониженном или атмосферном давлении. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 7 табл.

Изобретение относится к эмульсионным составам для повышения нефтеотдачи пластов. Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и селективной изоляции воды в добывающих скважинах, являющийся устойчивой эмульсией, содержит эмульгатор Нефтенол НЗ, нефть, 1,4-1,5%-ный водный раствор хлорида натрия и дополнительно бентонит и полиакриламид при следующем соотношении компонентов, мас.%: бентонит - 0,95-1,0, полиакриламид - 0,45-0,5, нефтенол НЗ - 0,05-0,35, нефть и раствор хлорида натрия в весовом соотношении 1:1 - остальное. Технический результат - улучшение вязкостных и упругих свойств эмульсии при сохранении термостабильности. 2 ил. 1 табл.

Изобретения относятся к реагентам для изменения приемистости и/или ограничения водопритоков и технологии их приготовления и могут использоваться при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Реагент для изменения направлений фильтрационных потоков при обработке призабойной зоны пласта нагнетательных и добывающих скважин состоит из омыленных щелочью - КОН или его смесью с NaOH - кубовых остатков от производства жирных кислот (КОЖК) растительного и/или животного происхождения с титром 5-65, содержащих не менее 0,05% остаточной щелочи по сухому остатку. До омыления КОЖК содержат не менее 40% омыляемой части от сухого остатка. Для получения этого реагента омыление ведут смешением водного раствора щелочи с неомыленными КОЖК с последующим нагревом до 85-95°С и выдержкой при этой температуре не менее 3 ч. Технический результат - получение реагента из доступного недефицитного сырья, образование его рабочей эмульсии в широком диапазоне температур, исключение гелирования эмульсии, по меньшей мере, в течение суток. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - увеличение эффективности изоляционных работ за счет повышения вязкости обратной эмульсии и армирования каждой порции обратной эмульсии тампонажным составом, обладающим высокими фильтруемостью в пласт, структурно-механическими свойствами и адгезией к горным породам. В способе изоляции зон водопритока в скважине, включающем последовательную закачку в изолируемый интервал порций обратной эмульсии на основе водной дисперсной фазы и углеводородной дисперсионной среды и тампонажного состава, армирующего гидроизоляционный экран в пласте, тампонажный состав закачивают последовательным чередованием с каждой порцией обратной эмульсии, в обратную эмульсию при ее приготовлении вводят кремнийорганическую жидкость "Силор" в количестве 5-10% от объема углеводородной дисперсионной среды, а в качестве тампонажного состава, армирующего гидроизоляционный экран в пласте, используют кремнийорганическую жидкость "Силор" с 8%-ный раствором соляной кислоты при следующих соотношениях компонентов в об.%: кремнийорганическая жидкость "Силор" 85-92, 8% раствор соляной кислоты 8-15. 1 табл., 1 ил.