×
14.05.2020
220.018.1cc9

Результат интеллектуальной деятельности: Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта

Вид РИД

Изобретение

№ охранного документа
0002720715
Дата охранного документа
13.05.2020
Аннотация: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки карбонатного нефтяного пласта за счет увеличения глубины проникновения гидрофобной эмульсии вглубь пласта, замедления скорости реакции микроглобул кислоты в эмульсии с породой пласта, отмыва пленки нефти, насыщенной асфальтено-смолистыми веществами, с поровой поверхности пласта и регулирования реологических параметров гидрофобной эмульсии во времени. Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта содержит, мас. %: растворитель Синтасол или Нефрас-С2-80/120 15–35; эмульгатор Эксимол 3–5; 10–15 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты остальное. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки прискважинной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными коллекторами.

Известна гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта (патент RU № 2288358, МПК E21B 43/27, опубл. 27.11.2006 в бюл. № 33), содержащая соляную кислоту, углеводородный растворитель и эмульгатор. В качестве соляной кислоты гидрофобная эмульсия содержит 24 %-ную соляную кислоту, в качестве углеводородного растворителя – дизтопливо, в качестве эмульгатора – нефть с содержанием смолисто-асфальтеновых веществ в пределах 15–20 %. В эмульсии соотношение растворитель/соляная кислота - 25–35% / 65–75%.

Данная гидрофобная эмульсия недостаточно эффективна вследствие непостоянства реологических свойств образующихся эмульсий по причине непостоянства состава и концентрации стабилизирующих асфальтено-смолистых веществ нефти.

Известна гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта (патент RU № 2255215, МПК E21B 43/27, опубл. 27.06.2005 в бюл. № 18), содержащая углеводородную жидкость, эмульгатор, 10 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты. В качестве эмульгатора гидрофобная эмульсия содержит маслорастворимый азотсодержащий эмульгатор Сонкор-9601 или Сонкор-9701. Вместо 10 %-ного водного раствора ингибированной соляной кислоты гидрофобная эмульсия может содержать 10 %-ный водный раствор глинокислоты или 1–10 %-ный водный раствор хлористого кальция или хлористого натрия. При следующих соотношениях компонентов, мас %: углеводородная жидкость – 26,0–40,0, маслорастворимый азотсодержащий эмульгатор Сонкор-9601 или Сонкор-9701 – 0,4–5,0, 10 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты или глинокислоты или 1–10 %-ный водный раствор хлористого кальция или хлористого натрия – остальное.

Известная гидрофобная эмульсия характеризуется повышенной плотностью и недостаточной агрегативной стабильностью, что снижает ее проникающую способность в пласт и препятствует обработке удаленных от скважины интервалов пласта.

Известна кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта (патент RU № 2525399, МПК E21B 43/27, опубл. 20.07.2014 в бюл. № 20), содержащая растворитель, эмульгатор, соляную кислоту. В качестве растворителя гидрофобная эмульсия содержит реагент ИТПС-010К, в качестве эмульгатора – реагент ИТПС-804Э, в качестве соляной кислоты –  ингибированную соляную кислоту по ТУ 2458-264-05765670-99 с изм.1, ТУ 2112-131-05807960-97 10-25%-ной концентрации, ГОСТ 857-95 при следующих соотношениях компонентов, мас %: реагент ИТПС-010К – 13,0–27,7, реагент ИТПС-804Э – 4,5–10,0, ингибированную соляную кислоту 10-25%-ной концентрации – остальное.

Известная кислотная эмульсия нестабильна при приготовлении из-за применяемого методического подхода - предварительного перемешивания эмульгатора с кислотой с последующим добавлением растворителя, из-за этого обладает недостаточной величиной замедления скорости реакции кислоты с породой пласта (замедление от 15 до 23 раз по сравнению с соляной кислотой).

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта (патент RU № 2304710, МПК E21B 43/27, опубл. 20.08.2007 в бюл. № 23), содержащая растворитель, эмульгатор, водный раствор ингибированной соляной кислоты. В качестве растворителя гидрофобная эмульсия содержит растворитель парафинов нефтяной (дистиллят), в качестве эмульгатора – эмульгатор «ЯЛАН-Э-1», в качестве водного раствора ингибированной соляной кислоты – 22–24 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты. При следующих соотношениях компонентов, мас. %: растворитель парафинов нефтяной – 40–42, эмульгатор «ЯЛАН-Э-1» – 5–8, 22–24 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты – остальное.

Приготовление гидрофобной эмульсии в емкости осуществляют перемешиванием растворителя, эмульгатора, водного раствора соляной кислоты. В описании не приводится пооперационная методика приготовления эмульсии. Видимо, в емкость заливают растворитель, эмульгатор, соляную кислоту и насосным агрегатом перемешивают смесь компонентов до получения однородной гидрофобной эмульсии.

Недостатком гидрофобной эмульсии является небольшая глубина проникновения гидрофобной эмульсии в глубь пласта из-за недостаточно низкой скорости растворения породы пласта и нестабильности реологических параметров во времени, а также недостаточного отмыва пленки нефти, насыщенную асфальтено-смолистыми веществами (АСВ), с поверхности поровых каналов пласта.

Недостаточный отмыв пленки нефти, насыщенной АСВ, происходит в следствие низкой отмывающей способности растворителя, вызванной малой концентрацией ароматических углеводородов в составе растворителя, которые наиболее активные по отношению к АСВ.

Нестабильность реологических параметров во времени, вызванная применением данного эмульгатора, приводит к нестабильности вязкости и характеризуется относительно низкими величинами – 50–100 мПа⋅с, при этом, глобулы кислоты в гидрофобной эмульсии относительно большие – от 10 до 25–30 мкм.

Совокупное действие компонентов гидрофобной эмульсии приводит к быстрому разрушению гидрофобной эмульсии по мере начала движения по поровым каналам пласта с выделением капель свободной кислоты (дисперсность не обеспечивает фильтрацию (проникновение) крупных глобул кислоты по порам и микротрещинам пласта с характерным диаметром каналов соизмеримых с диаметром глобул), которая реагирует с породой непосредственно в призабойной зоне пласта, на расстоянии в масштабе первых десятках см (максимум 50–70 см) от стенки скважины, что показали модельные эксперименты с карбонатной породой пласта.

Технической задачей изобретения является разработка гидрофобной эмульсии для повышения эффективности обработки карбонатного нефтяного пласта за счет увеличения глубины проникновения гидрофобной эмульсии в глубь пласта, в следствие кратного (на порядок) замедления скорости реакции микроглобул кислоты в эмульсии с породой пласта, отмыва пленки нефти, насыщенной асфальтено-смолистыми веществами, с поровой поверхности пласта и регулирования реологических параметров гидрофобной эмульсии во времени.

Техническая задача решается гидрофобной эмульсией для обработки карбонатного нефтяного пласта, содержащей растворитель, эмульгатор, водный раствор ингибированной соляной кислоты.

Новым является то, что в качестве растворителя гидрофобная эмульсия содержит Синтасол или Нефрас-С2-80/120, в качестве эмульгатора – реагент Эксимол, в качестве водного раствора ингибированной соляной кислоты – 10–15 %-ый водный раствор ингибированной соляной кислоты при следующем соотношении компонентов, мас. %:

растворитель Синтасол или Нефрас-С2-80/120 15–35
эмульгатор Эксимол 3–5
10–15 %-ый водный раствор ингибированной
соляной кислоты остальное

Компоненты, применяемые в заявляемой гидрофобной эмульсии для обработки карбонатного нефтяного пласта:

растворитель Синтасол представляет собой сбалансированную смесь ароматических и предельных и непредельных алифатических углеводородов с добавлением ПАВ-диспергаторов асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО). Основными компонентами являются: метилбензол – 20–30 %; этилбензол – 10–40 %; алкилС10-13(производные)бензола – 30–40 %. Растворитель Синтасол обладает физико-химическими свойствами: по внешнему виду – однородная подвижная жидкость от бесцветного до темно-коричневого цвета; плотность при 20 оС 0,69 г/см3; температура застывания не выше 50 °С. Выпускается по паспорту безопасности химической продукции РПБ № 91222887.24.45955;

растворитель Нефрас-С2-80/120 представляет собой узкие фракции деароматизированного бензина каталитического риформинга, причём углеводородный состав бензина-растворителя – смесь парафиновых и нафтеновых углеводородов. Растворитель Нефрас-С2-80/120 обладает следующими физико-химическими свойствами: по внешнему виду – однородная подвижная жидкость от бесцветного до темно-коричневого цвета; плотность при 20 оС 0,70 г/см3; температура начала кипения не ниже 80 оС; 98 % перегоняется при температуре не выше 110 оС. Выпускается по паспорту безопасности химической продукции РПБ № 44905015-02-23606.

Применение в качестве растворителя любого из указанных приводит к одному техническому результату.

эмульгатор обратных эмульсий Эксимол представляет собой смесь соединений в органическом растворителе. Основными компонентами являются: жирные кислоты таллового масла – 40–60 %; три(2-гидроксиэтил)амин – 10–20 %; керосин – 40–50 %. Эмульгатор Эксимол обладает следующими физико-химическими свойствами: внешний вид – жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета; плотность 0,8 г/см3; массовая доля активной основы не менее 30 %. Выпускается по ТУ 2413-005-91222887-12, паспорту безопасности химической продукции РПБ № 91222887.20.45526.

Ингибированная соляная кислота выпускается по ТУ 2122-066-5350122-2007 с изм. 1, 2 или ТУ 2458-526-05763441-2010 с изм. 1, 2.

Сущность изобретения состоит в том, что создана гидрофобная эмульсия для обработки карбонатных пород пласта в нефтедобывающих скважинах, независимо от разнопроницаемых прослоев пласта. Предлагаемая гидрофобная эмульсия представляет собой эмульсию обратного типа (глобулы кислоты мельчайшего размера диспергированы в растворителе и стабилизированы эмульгатором), и поэтому эмульсия имеет пониженную коррозионную агрессивность. Найденные компоненты и совокупность компонентно-рецептурных соотношений гидрофобной эмульсии придают ей качественно новые свойства – кратное увеличение глубины проникновения в породу пласта, осуществление транспорта активной кислоты в эмульсии в более глубокие интервалы породы пласта, обеспечение эффекта замедления скорости реакции гидрофобной эмульсии. Скорость реакции гидрофобной эмульсии замедляется в 200–250 раз по сравнению с 15 %-ым водным раствором ингибированной соляной кислоты. Известные решения (в том числе и наиболее близкий аналог) характеризуются замедлением в 20–25 раз по сравнению с 15 %-ым водным раствором ингибированной соляной кислоты.

Растворитель эффективно растворяет пленку нефти, насыщенной АСВ, обволакивающую поровую поверхность породы пласта, что усиливает эффект повышения проницаемости породы в призабойной зоне пласта (увеличивается приток нефти к забою скважины). Эмульгатор влияет на реологические характеристики и стабильность гиброфобной эмульсии. Выбранный диапазон концентрации ингибированной соляной кислоты также придаёт эмульсии необходимые значения вязкости, стабильности, скорости замедления реакции с карбонатной породой.

Методика приготовления обеспечивает повышенную агрегативную стабильность гидрофобной эмульсии во времени, постоянство вязкостных и микроструктурных свойств, – диапазон дисперсности более стабильный и узкий, а характерная степень дисперсности – диаметр глобул кислоты в эмульсии, характеризуется как микроэмульсия (от 1 до 10 мкм). Такое видоизменение (структурное преобразование) гидрофобной эмульсии происходит за счет подобранных компонентов, компонентно-рецептурного соотношения и модифицированной методики приготовления.

Методика приготовления заявляемой гидрофобной эмульсии отличается от описанных в аналогах и прототипе: на первой стадии эмульгатор дозируется в растворителе при скорости и интенсивности перемешивания 600 об/мин, далее в динамическом режиме дозируется водный раствор ингибированной соляной кислоты порциями, равными 5-10 % от общего объема кислоты, а также при увеличении скорости до 1200 об/мин и интенсивном перемешивании компонентов во времени, достаточном для диспергирования кислоты в гидрофобной эмульсии в глобулы размером от 1 до 10 мкм.

Другим отличительным признаком разработанной гидрофобной эмульсией является установленный микродисперсионный механизм обработки пористых, разнопроницаемых материалов пласта. По относительно высокопроницаемым поровым каналам (трещинам и микротрещинам) движется и глубоко проникает в пласт гидрофобная эмульсия, т.к. ее дисперсные характеристики эмульгированных глобул находятся в диапазоне от 1 до 10 мкм; эти размеры глобул как минимум в 3–5 раз меньше характерных размеров трещин и микротрещин пласта, такое соотношение дисперсий к диаметрам каналов обеспечивает их прохождение в глубь пласта. Гидрофобная эмульсия с дисперсностью от 1 до 5 мкм движется в относительно малых поровых каналах и обеспечивает транспорт кислоты глубоко по малопроницаемому паласту и ее обработку по глубине. Таким образом, заявляемая гидрофобная эмульсия обеспечивает доставку кислоты в глубинные интервалы пласта в автоматическом (по механизму движения) режиме независимо от разнопроницаемых пропластков.

Рецептуры гидрофобной эмульсии для обработки карбонатного нефтяного пласта представлены в табл. 1.

В лабораторных условиях гидрофобную эмульсию для обработки карбонатного нефтяного пласта в объеме 100 г готовят следующим образом.

В мерный стакан объемом 200 мл вводится растворитель Синтасол 15 г (15 мас %), эмульгатор Эксимол 4 г (4 мас %). Раствор растворителя и эмульгатора перемешивают при комнатной температуре на лопастной мешалке IKA EUROSTAR со скоростью 900–1000 мин-1 до достижения однородности раствора за 5–10 мин (два компонента взаиморастворимы). Затем в перемешивающийся раствор растворителя и эмульгатора по 8–10 г вводится 10 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты 81 г (81 мас %). Процесс перемешивания (эмульгирования) продолжают до получения однородной эмульсии светло-желтого (кремового) цвета с характерной вязкостью. Время перемешивания до готовности гидрофобной эмульсии составляет 18–20 мин (определено экспериментально) (табл. 1, пример 1).

Остальные гидрофобные эмульсии для обработки карбонатного нефтяного пласта по табл. 1 готовят аналогично (примеры 2–20). В примере 21 вместо эмульгатора Эксимол вводили эмульгатор Ялан-Э-1. Пример 22 готовили согласно описания патента № 2304710: смешивали дисперсионную среду (дистиллят) – 40 г (40 мас %), эмульгатор Ялан-Э-1 – 7 г (7 мас %), 24 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты– 53 г (24 мас %).

В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства и параметры гидрофобных эмульсий:

- агрегативная стабильность во времени в статике;

- показатель электростабильность, по типовому прибору ТЭЭ-01Ц;

- растворяющая способность карбонатной породы по общепринятой гравиметрической методике (скорость реакции);

- дисперсность на микроскопе БИОМЕД-6;

- динамическая (эффективная) вязкость по прибору Реотест-РН;

- степень отмыва пленки нефти совместно с АСВ с поверхности кернового материала.

Результаты испытаний гидрофобной эмульсии для обработки карбонатного нефтяного пласта представлены в табл. 2.

Для определения степени отмыва пленки нефти, насыщенной АСВ, в нативную свежеотобранную скважинную нефть помещали образцы керна на 1 сут, затем образцы высушивали в течение 1 сут для образования твердой пленки нефти, насыщенной АСВ, на кернах, взвешивали, затем эти керны помещали в гидрофобную эмульсию. Через 5 мин фиксировали степень отмыва пленки нефти с АСВ от поверхности кернов путем повторного взвешивания. Таким образом гравиметрическим методом определяли степень отмыва пленки нефти, насыщенной АСВ, с кернового материала.

Скорость растворения (растворяющую способность) гидрофобной эмульсии по карбонату оценивали гравиметрическим методом на естественных кернах, при котором кубик кернового материала с определенной площадью и массой помещали в испытуемую гидрофобную эмульсию. По изменению массы за фиксированное время определяли скорость растворения карбонатного материала. Сравнивали с показателем скорости растворения 15 %-ым водным раствором ингибированной соляной кислоты, равной 2,9952 г/мин на аналогичном керновом материале (геометрические размеры всех кубиков были в опытах одинаковые).

Агрегативная стабильность гидрофобной эмульсии определяли временем начала выделения кислоты (как отдельной фазы) из эмульсии и полного выделения кислоты, что фиксировалось визуально.

Таблица 1 – Рецептуры гидрофобной эмульсии для обработки карбонатного нефтяного пласта и гидрофобной эмульсии по наиболее близкому аналогу.

№ п/п Растворитель Эмульгатор Водный раствор ингибированной соляной кислоты
Марка Содержание, мас. % Марка Содержание, мас. % Концентрация, % Содержание, мас. %
Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта
1 Синтасол 15 Эксимол 4 10 81
2 Синтасол 35 Эксимол 4 15 61
3 Синтасол 20 Эксимол 5 12 75
4 Синтасол 25 Эксимол 3 14 72
5 Нефрас 15 Эксимол 3 10 82
6 Нефрас 35 Эксимол 5 15 60
7 Нефрас 24 Эксимол 4 13 72
8 Нефрас 21 Эксимол 5 15 74
9 Синтасол 14 Эксимол 3 15 83
10 Синтасол 36 Эксимол 4 15 60
11 Нефрас 14 Эксимол 5 14 81
12 Нефрас 36 Эксимол 4 13 60
13 Синтасол 15 Эксимол 2 15 83
14 Синтасол 20 Эксимол 6 14 74
15 Нефрас 35 Эксимол 2 15 63
16 Нефрас 26 Эксимол 6 14 68
17 Нефрас 16 Эксимол 5 9 79
18 Синтасол 17 Эксимол 4 16 79
19 Нефрас 34 Эксимол 5 8 61
20 Синтасол 33 Эксимол 4 20 63
21 Нефрас 20 Ялан-Э-1 5 15 75
Гидрофобная эмульсия по наиболее близкому аналогу
22 Дистилят 40 Ялан-Э-1 7 24 53

Таблица 2 – Результаты испытаний гидрофобной эмульсии для обработки карбонатного нефтяного пласта и гидрофобной эмульсии по наиболее близкому аналогу.

№ п/п Растворяющая способность карбонатной породы,
г/мин
Агрегативная стабильность, час Электростабильность, В Дисперсность, мкм Замедление скорости реакции эмульсии по карбонату в сравнении с 15 %-ной ингибированной соляной кислотой, раз Вязкость эффективная, мПас, (при скорости сдвига 40-80 с-1) Степень отмыва пленки нефти с АСВ с кернового материала, %
1 2 3 4 5 6 7 8
1 0,0117 20-30 68 1-10 251 2350-2100 91
2 0,0148 23-32 69 1-9 202 635-442 97
3 0,0128 24-36 81 1-8 234 700-450 93
4 0,0140 22-35 65 2-10 213 1100-890 94
5 0,0123 24-35 64 2-9 244 2100-1780 89
6 0,0131 26-36 74 0,5-9 229 980-760 98
7 0,0121 21-32 70 1-9 247 870-560 89
8 0,0105 24-30 76 0,5-9 201 625-474 93
9 0,0158 12-16 45 3-13 190 3500-3000 78
10 0,021 13-18 44 4-17 150 2000-1790 94
11 0,065 12-18 43 3-15 185 1980-1780 79
12 0,022 13-18 45 3-16 148 1790-1450 95
13 0,041 10-16 8 8-25 79 1240-989 71
14 0,0128 24-36 80 1-8 232 710-440 83
15 0,036 9-14 10 10-26 83 1100-980 82
16 0,0129 22-32 78 1-8 231 560-430 80
17 0,0101 23-28 44 2-12 161 1200-1020 73
18 0,01 12-16 19 3-15 30 78-57 74
1 2 3 4 5 6 7 8
19 0,017 22-26 42 4-16 167 780-560 82
20 0,13 9-14 15 6-25 23 79-51 81
21 0,115 8-16 17 7-18 26 99-59 67
Гидрофобная эмульсия по наиболее близкому аналогу
22 0,12 16-23 35 10-25 25 89-56 64

В табл. 2 номера результатов соответствуют номерам рецептур в табл. 1 и соответственно в табл. 2 приведены результаты для данных рецептур. По результатам, приведенным в табл. 2 видно, что заявляемая гидрофобная эмульсия (обладает более высокими значениями вязкости, замедленной скоростью реагирования с карбонатной породой, эффективным диспергированием, большим временем жизни и электростабильностью, а также эффективным отмывом пленки нефти с АСВ по сравнению с наиболее близким аналогом.

Результаты исследований показали оптимальность содержания компонентов заявляемой гидрофобной эмульсии в указанных пределах. При увеличении содержания растворителя в эмульсии (табл. 1, 2, примеры 10, 12) снижается агрегативная стабильность и электростабильность. При уменьшении содержания растворителя (табл. 1, 2, примеры 9, 11) увеличивается вязкость, снижается отмыв нефти с АСВ, изменяется дисперсность, стабильность также снижается. Снижение количества эмульгатора Эксимола ниже 3 мас. % в эмульсии (табл. 1, 2, примеры 13, 15) наблюдается снижение агрегативной стабильности и электростабильности, увеличиваются размеры глобул кислоты, замедление реакции и отмыв нефти с АСВ снижаются (до 79–83 раза и 71–82 % соответственно). А увеличение количества эмульгатора до 6 мас. % (табл. 1, 2, примеры 14, 16) не приводит к росту показателей (стабилизация параметров на одном уровне). При снижении концентрации ингибированной соляной кислоты менее 10 % (табл. 1, 2, примеры 17, 19) приводит к снижению растворяющей способности гидрофобной эмульсии. Увеличение концентрации ингибированной соляной кислоты более 15 % (табл. 1, 2, примеры 18, 20) приводит к снижению агрегативной стабильности, электростабильности, к увеличению скорости реагирования, вязкость эмульсии резко снижается (до 57–79 мПас). Замена эмульгатора эксимола на Ялан-Э-1 (табл. 1, 2, пример 21) резко снижаются все физико-химические параметры эмульсии (агрегативная стабильность снижается до 8–16 ч, дисперсность становится хуже (10–25 мкм), электростабильность падает до 17 В, вязкость также снижается.

Таким образом, заявляемая эмульсия с конкретными компонентным и концентрационным диапазонами компонентов характеризуется оптимальным комплексом физико-химических показателей, по сравнению с наиболее близким аналогом. Заявляемая гидрофобная эмульсия обладает большей величиной замедления скорости реакции с карбонатами (на порядок по сравнению с известными техническими решениями), а также высокой степенью агрегативной стабильности, оптимальным диапазоном дисперсности (от 1 до 10 мкм), широким диапазоном регулирования вязкости и отмывающими свойствами нефти с АСВ.

Предлагаемая гидрофобная эмульсия обладает новым свойством – более эффективно, на качественно большую глубину транспортировать глобулы ингибированной соляной кислоты, лучше отмывать пленку нефти, насыщенную АСВ, с породы пласта.

Это обусловливает высокую технико-экономическую эффективность применения предлагаемой гидрофобной эмульсии для увеличения производительности нефтедобывающих скважин в неоднородных порово-трещинных карбонатных пластах. Таким образом, предлагаемое техническое решение при широком внедрении в нефтегазодобывающую отрасль промышленности принесет существенную прибыль за счет качественного выполнения своих непосредственных функций по увеличению глубины и эффективности кислотной обработки пластов с целью интенсификации добычи углеводородов.

Источник поступления информации: Роспатент

Показаны записи 121-130 из 170.
27.06.2020
№220.018.2c04

Универсальное устройство для отворота или заворота устьевой арматуры

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устьевому оборудованию скважин, обеспечивающему герметичное соединение устройства и устьевой арматуры разного типоразмера, нестандартного (заниженного) расположения устьевой арматуры, в частности при возникновении излива...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002724699
Дата охранного документа: 25.06.2020
27.06.2020
№220.018.2c55

Превентор со сменным кольцом и способ его установки на опорном фланце устьевой арматуры

Изобретение относится к устройствам, используемым в превенторах, предназначенных для герметизации устья нефтяных и газовых скважин с различными типами опорных фланцевых устьевых арматур, в том числе скважин сверхвязкой нефти (СВН) с наклонным устьем и двухрядной колонной труб. Техническими...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002724695
Дата охранного документа: 25.06.2020
29.06.2020
№220.018.2c90

Усилитель траверсы привода глубинного штангового насоса

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к предохранительным устройствам устьевых приводов глубинных штанговых насосов. Устройство включает П-образный симметричный корпус, выполненный с возможностью плотной симметричной установки снизу на траверсу привода с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002724809
Дата охранного документа: 25.06.2020
03.07.2020
№220.018.2e1d

Распределитель потока жидкости в системах поддержания пластового давления

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно для закачки воды в нефтеносные пласты для поддержания в них оптимальной величины давления. Распределитель потока жидкости в системах поддержания пластового давления включает корпус с патрубком для подачи рабочей жидкости и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002725206
Дата охранного документа: 30.06.2020
04.07.2020
№220.018.2ed5

Способ разработки залежи битуминозной нефти тепловыми методами

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – возможность работы на больших площадях с высоким давлением закачки излишков горячей воды в нагнетательные скважины с высокой проницаемостью, очистка фильтров без остановки и разбора линии нагнетания для каждой из...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002725406
Дата охранного документа: 02.07.2020
04.07.2020
№220.018.2f10

Устройство для монтажа и демонтажа фланца устьевой арматуры

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройству для монтажа и демонтажа вращением устьевых герметизирующих устройств. Устройство для монтажа и демонтажа фланца устьевой арматуры включает монтажную цилиндрическую пластину с осевым отверстием в виде...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002725392
Дата охранного документа: 02.07.2020
04.07.2020
№220.018.2f17

Компрессор к станку-качалке для отвода газа из затрубного пространства нефтяной скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для отбора газа из затрубного пространства скважины, оборудованной штанговым глубинным насосом. Компрессор к станку-качалке содержит прикрепленные к балансиру станка-качалки и его опоре шарниры цилиндра и штока...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002725396
Дата охранного документа: 02.07.2020
04.07.2020
№220.018.2f18

Термическая оболочка

Изобретение относится к устройствам обогрева или охлаждения, в том числе технологических объектов промышленных производств, закрываемых оболочкой и прогреваемых или охлаждаемых посредством воздействия газообразного и/или жидкого термоносителя, ввод и вывод которого осуществляется через...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002725298
Дата охранного документа: 30.06.2020
09.07.2020
№220.018.30a5

Всасывающий клапан глубинного насоса

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к обратным клапанам глубинных скважинных насосов. Всасывающий клапан включает присоединенный снизу к цилиндру корпус, в клапанной полости которого над седлом с проходным отверстием и ниже верхнего ограничителя с отверстиями...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002725909
Дата охранного документа: 07.07.2020
10.07.2020
№220.018.30f7

Система отопления зданий при помощи рекуперации тепла из горячей нефти

Изобретение относится к системам отопления зданий горячей водой при рекуперации тепла из горячей нефти. Система отопления зданий при помощи рекуперации тепла из горячей нефти включает теплообменные средства для переноса тепла от горячей воды из трубопровода теплопереноса к жидкости, протекающей...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002726016
Дата охранного документа: 08.07.2020
Показаны записи 21-26 из 26.
26.10.2019
№219.017.db35

Солянокислотный состав для обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта

Изобретение относится к области нефте- и газодобычи. Технический результат - повышение растворяющей способности и степени стабилизации не только карбонатной матрицы коллектора и диспергирования полимер-глинистой фильтрационной корки, но также растворяющей способности и диспергирования...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002704167
Дата охранного документа: 24.10.2019
01.11.2019
№219.017.dc5f

Способ селективной кислотной обработки неоднородного карбонатного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости более 2,0 м/(МПа⋅ч), эффективное воздействие кислотным составом на породу, выравнивание фронта обработки, увеличение дебита...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002704668
Дата охранного документа: 30.10.2019
13.11.2019
№219.017.e120

Гидрофобная эмульсия

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим жидкостям для интенсификации добычи нефти из скважин, эксплуатирующих трещинно-кавернозные пласты-коллекторы. Технический результат - повышение вязкостных и структурно-механических свойств гидрофобной...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002705675
Дата охранного документа: 11.11.2019
29.06.2020
№220.018.2c77

Комплексная методика выбора кислотных составов для интенсификации добычи нефти доманиковых отложений

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при комплексном выборе кислотных составов для интенсификации добычи нефти. Технический результат – обеспечение выбора эффективной кислоты для интенсификации добычи нефти доманиковых отложений. В...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002724832
Дата охранного документа: 25.06.2020
20.04.2023
№223.018.4cf4

Способ большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам воздействия на призабойную зону пласта, сложенного карбонатными породами или терригенными породами с содержанием карбонатов более 15%. Технический результат - повышение эффективности большеобъемной селективной...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002750776
Дата охранного документа: 02.07.2021
19.06.2023
№223.018.825d

Способ обработки прискважинной зоны

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - повышение эффективности обработки прискважинной зоны. В способе обработки прискважинной зоны перед выполнением обработки не менее чем за сутки выполняют опрессовку колонны насосно-компрессорных труб НКТ с насосом скважинным приводом....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002797160
Дата охранного документа: 31.05.2023
+ добавить свой РИД