RU2099518C1 - Состав для обработки призабойной зоны пласта - Google Patents
Состав для обработки призабойной зоны пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2099518C1 RU2099518C1 RU95108395A RU95108395A RU2099518C1 RU 2099518 C1 RU2099518 C1 RU 2099518C1 RU 95108395 A RU95108395 A RU 95108395A RU 95108395 A RU95108395 A RU 95108395A RU 2099518 C1 RU2099518 C1 RU 2099518C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- composition
- water
- viscosity
- compositions
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 12
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 title abstract description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 23
- 150000003961 organosilicon compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 23
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 16
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 16
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 16
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 13
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims abstract description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 59
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 abstract 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 17
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 8
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- -1 Neftekhim-3 Chemical class 0.000 description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N Tetraethyl orthosilicate Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)OCC BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 239000002044 hexane fraction Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- 125000005907 alkyl ester group Chemical group 0.000 description 2
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 229920001558 organosilicon polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 2
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 description 2
- MQOMKCIKNDDXEZ-UHFFFAOYSA-N 1-dibutylphosphoryloxy-4-nitrobenzene Chemical compound CCCCP(=O)(CCCC)OC1=CC=C([N+]([O-])=O)C=C1 MQOMKCIKNDDXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101000713211 Colocasia esculenta Mannose-specific lectin TAR1 Proteins 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 101150098533 SOST gene Proteins 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001514 alkali metal chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052936 alkali metal sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008055 alkyl aryl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000007863 gel particle Substances 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid group Chemical group C(CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)(=O)O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000004885 piperazines Chemical class 0.000 description 1
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 1
- 238000006068 polycondensation reaction Methods 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 150000004819 silanols Chemical class 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- GBPOWOIWSYUZMH-UHFFFAOYSA-N sodium;trihydroxy(methyl)silane Chemical compound [Na+].C[Si](O)(O)O GBPOWOIWSYUZMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- XJDNKRIXUMDJCW-UHFFFAOYSA-J titanium tetrachloride Chemical class Cl[Ti](Cl)(Cl)Cl XJDNKRIXUMDJCW-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 239000008215 water for injection Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Cosmetics (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта. Задачей изобретения является увеличение структурной вязкости и термостабильности состава. Задача решается тем, что состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий анионное маслорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ) дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество, кремнийорганическое соединение и воду, а в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества - анионное маслорастворимое поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%: анионное маслорастворимое ПАВ - 1,0-10,0; неионогенное ПАВ - 0,1-2,5; кремнийорганическое соединение - 0,5-5,0; вода - остальное. А также состав дополнительно содержит углеводородный растворитель в количестве 1,0-5,0 мас.%. 1 з.п.ф-лы, 3 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта.
Известен состав для изоляции притока воды в скважину, содержащий 99,05-99,8 мас. алкилового эфира ортокремниевой кислоты и 0,2 0,95 мас. соляной кислоты [1] Соляная кислота катализирует реакцию гидролитической поликонденсации, в результате которой образуется прочный кремниевый гель. Однако он имеет существенный недостаток плохую фильтрацию в пористую среду за счет быстрого образования гелевых частичек поликремниевой кислоты и, как следствие, низкую эффективность по изоляции вод, узкую область применения (на трещиноватых пластах) и большой расход дорогостоящих кремнийорганических соединений.
Известно применение поверхностно-активной композиции для обработки призабойных зон нефтяных скважин, которая содержит алкилсульфонаты с мол. м. 450-550; 2,25-9,0 мас. и углеводородный растворитель [2] Этот состав имеет невысокую вязкость и не создает эффективного сопротивления воде в пористой среде.
Кроме того, известно применение состава для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин [3] Призабойную зону обрабатывают композицией, содержащей, мас. нефтенол-Н-2-8; соляную кислоту -92-98. При перемешивании поверхностно-активной кислотной системы с пластовой водой и нефтью образуется эмульсионная фаза с невысокой структурной вязкостью и недостаточной эффективностью на месторождениях с высокопроницаемой породой.
Наиболее близким к предлагаемому является состав, содержащий (мас.): водомаслорастворимые нефтяные сульфонаты 1,8-5,95 маслорастворимый моноалкилбензолсульфонат 0,05-1,6; углеводород 4,5-44,6; содетергент 0,6-1,0; сульфаты щелочных металлов 0,05-0,25; хлориды щелочных металлов 0,5-0,9; алканоэтоксифенолсульфонат 0,6-1,8; дигидрооксидиалкилэтоксилаты 0,05-1,0 и воду [4] Этот состав представляет собой мицеллярную дисперсию, которая обладает высокими нефтевытесняющими свойствами, но имеет низкую структурную вязкость и недостаточно стабильна при высоких температурах.
Задачей предполагаемого изобретения является улучшение структурной вязкости и повышение термостабильности состава, что приведет к увеличению эффективности использования состава для селективного ограничения водопритоков, интенсифицирует выработку трудно извлекаемых запасов нефти, позволит использовать состав в обводненных нефтяных пластах в условиях высоких температур.
Поставленная задача решается тем, что состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий маслорастворимое поверхностно-активное вещество, кремнийорганическое соединение и воду, а в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества анионное маслорастворимое поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.
Анионное маслорастворимое поверхностно-активное вещество 1,0-10,0
Неионогенное поверхностно-активное вещество 0,1-2,5
Кремнийорганическое соединение 0,5-5,0
Вода Остальное
Состав по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит углеводородный растворитель в количестве 1,0-5,0 мас.
Неионогенное поверхностно-активное вещество 0,1-2,5
Кремнийорганическое соединение 0,5-5,0
Вода Остальное
Состав по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит углеводородный растворитель в количестве 1,0-5,0 мас.
В качестве анионного маслорастворимого поверхностно-активного вещества используют жирные карбоновые кислоты (например, нефтехим-3, нефтенол-НЗ, тарин, эмультал), маслораствримые нефтяные сульфонаты с молекулярной массой, равной 600-700, синтетические алкиларилсульфонаты (например, алкилнафталин-сульфокислота и др.).
В качестве неионогенного поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют неонолы Аф9-4, Аф9-6, Аф9-12-оксиэтилированные алкилфенолы с числом молей окиси этилена 4,6,12.
В качестве кремнийорганических соединений используют алкиловые эфиры ортокремниевой кислоты (тетраэтоксисиланы любых марок, например ЭТС-40 (ГОСТ 26371-84), АКОР-Б100- модифицированный четыреххлористый титаном и этилсиликонат или метилсиликонат натрия (ГКЖ-10, ГКЖ-11).
Указанные выше анионные маслорастворимые ПАВ образуют с водой обратные эмульсии.
Имея высокие нефтевытесняющие свойства известный состав имеет незначительную вязкость (10,2-23,6 мПа•с). Структурная вязкость заявляемого состава увеличивается за счет введения в него неионогенного поверхностно-активного вещества и кремнийорганического соединения.
Сопоставительный анализ заявляемого состава с составом прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый состав отличается от известного введением новых компонентов неионогенного поверхностно-активного вещества и кремнийорганического соединения.
Эффективный путь регулирования структурной вязкости обратных эмульсий с увеличением их термостабильности путем дополнительного ввода в систему неионогенных поверхностно-активных веществ типа Аф9-4, Аф9-6, Аф9-12. Механизм этого процесса заключается в частичном замещении молекул анионных маслорастворимых ПАВ, стабилизирующих глобулы водной фазы на молекулы более поверхностно-активных неионогенных ПАВ, с созданием на глобулах гидрофильных участков и ростом коагуляционной структуры в обратной эмульсии.
Кремнийорганические соединения в составе эмульсии легко гидролизуются. Реакция гидролиза сопровождается дальнейшей конденсацией образовавшихся силанолов с образованием полиалкоксисилоксанов.
Макромолекулы кремнийорганических полимеров образуют глобулярные структуры в составе дисперсной фазы, увеличивая при этом структурную вязкость эмульсии. Кроме того, макромолекулы кремнийорганических полимеров, адсорбируясь на поверхности раздела воды и нефти, образуют гелеобразную пленку, которая обладает механической и химической устойчивостью, стабилизирует эмульсии. Это приводит к снижению межфазного натяжения, более эффективному эмульгированию, росту структурной вязкости эмульсии при высоких температурах.
Одновременное введение неионогенных ПАВ и кремнийорганических соединений за счет описанных выше химических процессов, происходящих либо на границе раздела, либо в составе дисперсной фазы эмульсии, приводит к значительному увеличению структурной вязкости и термостабильности заявляемых составов по сравнению с известными.
Заявляемый состав может содержать углеводородный растворитель для регулирования вязкости обратных эмульсий. В качестве углеводородного растворителя используют гексановую фракцию и нефть. Природные нефти содержат в своем составе кроме углеводорода различные высокомолекулярные органические соединения, которые служат стабилизаторами обратных эмульсий.
После обработки нефте- и водонасыщенной породы заявляемым составом, содержащим неионогенное поверхностно-активное вещество и кремнийорганическое соединение, существенно возрастает фазовая проницаемость породы для нефти и снижается для воды.
Применение предлагаемого состава для обработки призабойной зоны пласта за счет повышения структурной вязкости и термостабильности состава позволит снизить проницаемость пластов и добиться изоляции притока воды в скважины.
Следующие примеры иллюстрируют структурную вязкость известных и заявляемых составов.
Пример 1.
Для приготовления составов в качестве анионного маслорастворимого ПАВ использовали нефтенол-НЗ (НЗ-40, ТУ 2483-007-17197708-93), нефтехим-3 (ТУ-38 УССР 20147987).
Нефтенол-НЗ представляет собой углеводородный раствор эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, а также смоляных кислот и триэтаноламина.
Нефтехим-3 представляет собой смесь полиэтиленполиаминов карбоновых кислот легкого таллового масла и солей пиперазина этих кислот в растворе керосина и катализате риформинга. Активная основа его кислоты таллового масла и амидоамины.
В качестве кремнийорганических соединений использовали этилсиликат натрия ЭТС-40 (ТУ-26371-84) и этилсиликонат натрия ГКЖ-10 (МР ВТ 4-4 ЕУ 212-61).
В качестве неионогенных поверхностно-активных веществ использовали оксиэтилированные алкилфенолы с числом групп окиси этилена 4, 6, 12, и числом атомов углерода, равным 9, марок: Аф9-4, Аф9-6, Аф9-12, а также МЛ-80 (ТУ 84-509-182), содержащий 12% Аф9-12.
Эмульсии готовили на минерализованной воде 15,9 г/л (NACL -14,0; CACL2-1,9).
Составы прототипы готовили путем смешивания компонентов мицеллярной дисперсии. Составы сравнения готовили, используя нефтенол-НЗ или нефтехим-3 и минерализованную воду 15,0 г/л. В заявляемые составы, кроме перечисленных ПАВ и воды 15,0 вводили Аф9-6 либо МЛ-80 и ЭТС-40, либо ГКЖ-10.
Структурная вязкость известных и заявляемых составов измеряли на ротационном вискозиметре погружного типа "Полимер-РПЭ 1М" с воспринимающими элементами типа "цилиндр-цилиндр" и оценкой вязкостных свойств по крутящему моменту при 25,40,60, 85oC.
Результаты измерений приведены в табл.1, 2, 3, из которых видно, что вязкость заявляемых составов значительно увеличивается (ср. составы 2 с 4; 5 с 7; 8 с 9, 10, 11; 13 с 14; 16 с 18, 19, 20 и сост. табл.1) по сравнению с составами, несодержащими неионогенные поверхностно-активные вещества и кремнийорганические соединения.
Эмульсии на основе анионных маслорастворимых ПАВ марок нефтенол-НЗ и нефтехим-3 имеют небольшую вязкость и неустойчивы при повышенной температуре. Введение одновременно неионогенных ПАВ и кремнийорганических соединений в десятки раз увеличивает вязкость и стабильность эмульсий именно при повышенных температурах.
Концентрация нефтенола-НЗ изменялась в интервале 1,0-10,0 мас. При содержании нефтенола-НЗ меньше 1,0 мас. эмульсия неустойчива, расслаивается с выделением воды (ср. составы 1, 2). При увеличении концентрации нефтенола-НЗ выше 10,0 мас. вязкость значительно снижается (см.сост.15).
Концентрация неионогенного ПАВ марки Аф9-6 или МЛ-80 изменялась в пределах 0,1-2,5 мас. кремнийорганического соединения ЭТС-40 либо ГКЖ-10 в пределах 0,5-5,0 мас. При содержании в заявляемом составе Аф9-6 или МЛ-80 менее 0,1 мас. а ЭТС-40 или ГКЖ-10 менее 0,5 мас. вязкость последнего не отличается от вязкости состава-сравнения (ср.2 с 3; 5 с 6; 16 с 17). Увеличение количества неионогенного ПАВ марок Аф9-6, МЛ-80 больше 5,0 мас. нежелательно, так как приводит к снижению вязкости составов (ср. сост.8 с 11, 12, 16 с 20, 21).
Таким образом, введение неионогенных поверхностно-активных веществ и кремнийорганических соединений в определенных соотношениях с нефтенолом-НЗ или нефтехимом-3 существенно улучшает структурную вязкость и термостабильность заявляемых составов по сравнению с известными.
Пример 2.
Составы, рассматриваемые в примере 2 отличаются тем, что дополнительно содержат углеводородный растворитель. В качестве углеводородного растворителя использовали нефть вязкостью 3,6 мПа.с или гексановую фракцию.
Составы-прототипы готовят перемешиванием компонентов мицеллярной дисперсии. Составы сравнения готовят на основе нефтенола-НЗ либо нефтехима-3, углеводородного растворителя и воды с содержанием солей 15,9 г/л. В заявляемые составы кроме анионного маслорастворимого ПАВ, углеводородного растворителя и минерализованной воды 15,9 г/л вводят неионогенные ПАВ типа Аф9-4, либо Аф9-6 и кремнийорганические соединения ЭТС-40, либо ГКЖ-10.
Результаты измерений вязкости составов, содержащих углеводородный растворитель, приведены в табл. 3. При введении неионогенных ПАВ - Аф9-4, либо Аф9-6 и кремнийорганических соединений ЭТС-40, либо ГКЖ-10, структурная вязкость заявляемых составов значительно увеличивается по сравнению с составами-сравнения и составами-прототипами (ср. составы 2 с 4; 5 с 7; 8 с 9, 10, 11; 13 с 14, 15, 16; 18 с 19 с сост. табл.1).
Концентрацию нефтенола-НЗ изменяли в пределах 1,0-10,0 мас. При содержании нефтенола-НЗ 0,5 мас. эмульсии неустойчивы, расслаиваются с выделением воды (см.состав 1). С повышением концентрации нефтенола-НЗ вязкость эмульсии уменьшается, а при концентрации выше 10,0 мас. происходит значительное понижение вязкости (ср. сост.18 с 20).
Содержание нефти или гексановой фракции изменяли в пределах 1,0-5,0 мас. Увеличение количества нефти больше 5,0 мас. приводит к сильному снижению вязкости состава (ср.сост.11 с 12; 16 с 17; 18 с 20), а содержание углеводородного растворителя меньше 1,0 мас. недостаточно для стабильности состава (см.сост.1).
При содержании неионогенных ПАВ марок Аф9-4, Аф9-6 менее 0,1 мас. а кремнийорганических соединений ЭТС-40, ТКЖ-10 менее 0,5 мас. в заявляемом составе его вязкость несущественно отличается от вязкости состава-сравнения (ср.сост. 2 с 3; 5 с 6). Увеличение содержания неионогенного ПАВ до 3,0 мас. а кремнийорганического соединения до 6,0 мас. приводит к снижению вязкости заявляемых составов (ср.сост. 11 с 12; 16 с 17). Поэтому содержание неионогенного ПАВ изменяли в пределах 0,1-2,5 мас. а кремнийорганических соединений в пределах 0,5 5,0 мас.
Таким образом, введение неионогенных поверхностно-активных веществ и кремнийорганических соединений в определенных соотношениях с нефтенолом-НЗ или нефтехимом-3 и углеводородным растворителем увеличивает структурную вязкость, а также значительно улучшает термостабильность заявляемых составов.
Технология применения заявляемых составов проста и заключается в закачке их в пласт до снижения приемистости скважины на 20-50 мас. продавке состава из ствола скважины в пласт водой или нефтью, выдержке в пласте в течение 16
24 ч и пуске скважины в эксплуатацию для нефтяных скважин или закачке воды для нагнетательных скважин.
24 ч и пуске скважины в эксплуатацию для нефтяных скважин или закачке воды для нагнетательных скважин.
По сравнению с составом-прототипом предлагаемый состав позволит дополнительно добыть 1 1,5 тыс. т нефти на каждую скважино-операцию.
Claims (1)
1. Состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий маслорастворимое поверхностно-активное вещество, отличающийся тем, что он дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество, кремнийорганическое соединение и воду, а в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества анионное маслорастворимое поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.
Анионное маслорастворимое поверхностно-активное вещество 0,1 10,0
Неионогенное поверхностно-активное вещество 0,1 2,5
Кремнийорганическое соединение 0,5 5,0
Вода Остальное
2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит углеводородный растворитель в количестве 1 5 мас.
Неионогенное поверхностно-активное вещество 0,1 2,5
Кремнийорганическое соединение 0,5 5,0
Вода Остальное
2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит углеводородный растворитель в количестве 1 5 мас.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95108395A RU2099518C1 (ru) | 1995-05-23 | 1995-05-23 | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95108395A RU2099518C1 (ru) | 1995-05-23 | 1995-05-23 | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU95108395A RU95108395A (ru) | 1997-04-20 |
| RU2099518C1 true RU2099518C1 (ru) | 1997-12-20 |
Family
ID=20168061
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95108395A RU2099518C1 (ru) | 1995-05-23 | 1995-05-23 | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2099518C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2184836C2 (ru) * | 2000-04-25 | 2002-07-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах |
| RU2232878C2 (ru) * | 2002-07-09 | 2004-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
| RU2248441C1 (ru) * | 2003-09-23 | 2005-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине |
| RU2783465C1 (ru) * | 2022-06-17 | 2022-11-14 | Общество С Ограниченной Ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Состав для изоляции обводненных интервалов пласта и ликвидации негерметичностей эксплуатационных колонн |
-
1995
- 1995-05-23 RU RU95108395A patent/RU2099518C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. US, патент, 2229177, кл. 166-21, 1941. 2. SU, авторское свидетельство, 1558087, кл. E 21 B 43/22, 1992. 3. RU, патент, 201352А, кл. E 21 B 43/22, 1994. 4. SU, авторское свидетельство, 1266270, кл. E 21 B 43/22, 1992. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2184836C2 (ru) * | 2000-04-25 | 2002-07-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах |
| RU2232878C2 (ru) * | 2002-07-09 | 2004-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
| RU2248441C1 (ru) * | 2003-09-23 | 2005-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине |
| RU2783465C1 (ru) * | 2022-06-17 | 2022-11-14 | Общество С Ограниченной Ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Состав для изоляции обводненных интервалов пласта и ликвидации негерметичностей эксплуатационных колонн |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU95108395A (ru) | 1997-04-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4381241A (en) | Invert emulsions for well-drilling comprising a polydiorganosiloxane and method therefor | |
| US11802233B2 (en) | Permeability-enhancing flooding system for tight oil reservoirs, and preparation and use thereof | |
| US4148736A (en) | Oil recovery process using viscosified surfactant solutions | |
| US4421656A (en) | Silicone emulsifier composition, invert emulsions therefrom and method therefor | |
| US4596662A (en) | Compositions for use in drilling, completion and workover fluids | |
| JP2024138452A (ja) | 油及びガス生産のための界面活性剤 | |
| JP2023509136A (ja) | 油及びガス生産のための界面活性剤 | |
| MX2014008749A (es) | Un fluido de perforacion que contiene un tensoactivo que tiene un punto de ebullicion alto y un grupo de cola con cadena larga. | |
| CN104694103A (zh) | 一种具有油藏适应性的表面活性剂复配体系 | |
| WO2019054414A1 (ja) | 原油回収用薬液 | |
| US5630474A (en) | Process for the extraction of crude oil | |
| US4517102A (en) | Method of breaking an emulsion and an emulsion-emulsion breaker composition | |
| RU2112871C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| BR112019017731A2 (pt) | Aditivo para melhorar as propriedades de temperatura fria em fluidos à base de óleo | |
| MXPA05002817A (es) | Sistema de emulsion asistido por fibra. | |
| CN109609109A (zh) | 一种调剖体系及其制备方法 | |
| US20240368449A1 (en) | Polyhedral oligomeric silsesquioxane as rheology booster for invert emulsion oil-based mud | |
| CN112980420B (zh) | 一种降压增注剂及其制备方法 | |
| RU2099518C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2232878C2 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2099519C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| US20220220362A1 (en) | Chemical fluid containing an antioxidant for underground treatment of oil and gas reservoirs | |
| CN111205835A (zh) | 反相乳化钻井液 | |
| RU2644363C1 (ru) | Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине | |
| Ostberg et al. | Emulsification of alkyds for industrial coatings |