RU2205855C1 - Способ получения инвертно-эмульсионного раствора - Google Patents
Способ получения инвертно-эмульсионного раствора Download PDFInfo
- Publication number
- RU2205855C1 RU2205855C1 RU2001127462A RU2001127462A RU2205855C1 RU 2205855 C1 RU2205855 C1 RU 2205855C1 RU 2001127462 A RU2001127462 A RU 2001127462A RU 2001127462 A RU2001127462 A RU 2001127462A RU 2205855 C1 RU2205855 C1 RU 2205855C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- asbestos
- surfactant
- parts
- hydrocarbon liquid
- amount
- Prior art date
Links
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims abstract description 25
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title abstract description 12
- 239000010425 asbestos Substances 0.000 claims abstract description 51
- 229910052895 riebeckite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 51
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 28
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 28
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 28
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 22
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Inorganic materials [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 19
- 102100025744 Mothers against decapentaplegic homolog 1 Human genes 0.000 claims abstract description 13
- 101700032040 SMAD1 Proteins 0.000 claims abstract description 13
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims abstract description 12
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 8
- -1 polymethylsiloxane Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 6
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000005871 repellent Substances 0.000 claims description 9
- 230000002940 repellent Effects 0.000 claims description 6
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 7
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 4
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 abstract description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 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 abstract 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 abstract 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 239000006193 liquid solution Substances 0.000 abstract 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 abstract 1
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M potassium chloride Inorganic materials [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 abstract 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 9
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 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
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 230000016507 interphase Effects 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000011241 protective layer Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- CWBIFDGMOSWLRQ-UHFFFAOYSA-N trimagnesium;hydroxy(trioxido)silane;hydrate Chemical compound O.[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].O[Si]([O-])([O-])[O-].O[Si]([O-])([O-])[O-] CWBIFDGMOSWLRQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Способ относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к гидрофобным эмульсиям, применяемым при глушении скважин перед проведением подземных ремонтов. Техническим результатом является повышение эффективности жидкости глушения скважин за счет сохранения фильтрационно-емкостных характеристик пород призабойной зоны, создания благоприятных условий притока пластового флюида на забой при освоении путем снижения показателя фильтрации и повышения электростабильности эмульсии. В способе получения инвертно-эмульсионного раствора, включающем предварительную гидрофобизацию асбеста, смешение его с углеводородной жидкостью, водным раствором соли - хлористого натрия, калия, кальция, поверхностно-активным веществом ПАВ, гидрофобизированный асбест вводят по частям: первую половину его вводят в углеводородную жидкость, содержащую ПАВ, затем эту смесь смешивают с водным раствором соли, а потом вводят вторую половину гидрофобизированного асбеста при следующем соотношении компонентов, вес.ч.: углеводородная жидкость 40, указанный водный раствор соли 60, гидрофобизатор 0,3-2, ПАВ 2-4, асбест 1-5. Причем используют в качестве гидрофобизатора полиметилсилоксан в количестве 1-2, а в качестве ПАВ - СМАД-1 в количестве 3-4, или в качестве гидрофобизатора - полиметилсилоксан в количестве 1-2, а в качестве ПАВ - эмультал в количестве 2-3, или в качестве гидрофобизатора - имидазолин в количестве 0,5-2, а в качестве ПАВ - эмультал в количестве 2-3, или в качестве гидрофобизатора - имидазолин в количестве 0,3-0,5, а в качестве ПАВ - СМАД-1 в количестве 3-4. 4 з.п.ф-лы, 5 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к гидрофобным эмульсиям, применяемым при глушении скважин перед проведением подземных ремонтов. Повышение эффективности жидкости глушения скважин достигается за счет сохранения фильтрационных характеристик пород призабойной зоны, создания благоприятных условий притока пластового флюида на забой при освоении.
Известен способ приготовления жидкости глушения скважин путем смешения углеводородной жидкости (дизельного топлива) с водными растворами хлористого кальция (CaCl2) или хлористого натрия (NaCl) и двух поверхностно-активных веществ - эмультала и СМАД-1 [1].
Недостатком приготовленной таким образом эмульсии является высокий показатель фильтрации, что приводит к снижению проницаемости пород призабойной зоны скважины.
Наиболее близким является способ получения инвертной эмульсии, включающий предварительную гидрофобизацию (органофилизацию) асбеста амином, затем его смешение с другими компонентами в следующих количествах: дизельное топливо и 20%-ный раствор СаСl2 в соотношении 1:1, а к их общему объему 4% СМАД-1 и 1% гидрофобизированного асбеста [2].
Недостатком этой эмульсии также является повышенная проникающая способность в пласт, обусловленная высоким показателем фильтрации и низкой электростабильностью.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности жидкости глушения скважин за счет сохранения фильтрационно-емкостных характеристик пород призабойной зоны, создания благоприятных условий притока пластового флюида на забой при освоении путем снижения показателя фильтрации и повышения электростабильности эмульсии.
Данная задача достигается тем, что по предлагаемому способу получения инвертно-эмульсионного раствора (ИЭР), включающему предварительную гидрофобизацию асбеста, а затем его смешение с другими компонентами: углеводородной жидкостью, водным раствором соли, поверхностно-активным веществом (ПАВ) СМАД-1, согласно изобретению предварительно гидрофобизированный асбест вводят в ИЭР по частям: первую половину его вводят в углеводородную жидкость, содержащую ПАВ, затем эту смесь смешивают с водным раствором соли, а потом вводят вторую половину гидрофобизированного асбеста, в качестве гидрофобизатора используют полиметилсилоксан ПГКО-1001 или имидазолин при следующем соотношении компонентов, вес.части:
Углеводородная жидкость - 40
Водный раствор хлористого натрия, калия, кальция - 60
Гидрофобизатор - 0,3-2
ПАВ - 2-4
Асбест - 1-5
Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый способ отличается от известного тем, что предварительно гидрофобизированный асбест вводят в ИЭР по частям: первую половину его вводят в углеводородную жидкость, содержащую ПАВ, затем эту смесь смешивают с водным раствором соли, а потом вводят вторую половину гидрофобизированного асбеста, в качестве гидрофобизатора предлагаются новые вещества полиметилсилоксан ПГКО-1001 и имидазолин, соотношение углеводородной жидкости и водного раствора соли берется 40:60.
Углеводородная жидкость - 40
Водный раствор хлористого натрия, калия, кальция - 60
Гидрофобизатор - 0,3-2
ПАВ - 2-4
Асбест - 1-5
Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый способ отличается от известного тем, что предварительно гидрофобизированный асбест вводят в ИЭР по частям: первую половину его вводят в углеводородную жидкость, содержащую ПАВ, затем эту смесь смешивают с водным раствором соли, а потом вводят вторую половину гидрофобизированного асбеста, в качестве гидрофобизатора предлагаются новые вещества полиметилсилоксан ПГКО-1001 и имидазолин, соотношение углеводородной жидкости и водного раствора соли берется 40:60.
Таким образом, заявляемое техническое решение отвечает критерию изобретения "новизна".
Анализ работ известных исследователей [2] показал, что они не учитывают особенностей строения асбеста, а именно его дифильности и высокой адсорбционной способности. То есть асбест по сути дела является твердообразным поверхностно-активным веществом.
В теории стабилизации эмульсий значительное место отводится твердым мелкодисперсным наполнителям (твердым ПАВ). Для инвертно-эмульсионных растворов твердый наполнитель должен играть две противоположные роли.
Первое - он должен создавать защитную оболочку по поверхности глобул воды.
Второе - он должен создавать объемную структуру в ИЭР, придавая ему необходимые структурно-механические и вязкостные свойства.
Таким образом, часть асбеста должна находиться на поверхности глобул воды, а часть - в объеме дисперсионной углеводородной жидкости.
По исследованиям ученых [2, 3, 4, 5], асбест обладает мозаичной структурой поверхности, т.е. на его поверхности имеются активные центры различной фильности, имеющие сродство и к углеводородной жидкости, и к воде, поэтому асбест может активно сорбироваться на межфазной поверхности инвертно-эмульсионного раствора и играть роль твердого ПАВ-стабилизатора. Если все количество асбеста вводить в углеводородную жидкость, содержащую ПАВ, в один прием перед смешением этой смеси с водным раствором соли, то может случиться так, что основная часть его окажется на поверхности глобул воды, оставшейся части будет недостаточно для создания объемной структуры раствора.
Нашими экспериментами доказано, что наилучший результат по стабильности раствора и его структурным свойствам получается, если предварительно гидрофобизированный асбест вводить в раствор по частям: первую половину его ввести сначала в углеводородную жидкость, содержащую ПАВ, и затем эту смесь смешать с водным раствором соли, а потом после перемешивания вышеуказанных компонентов ввести вторую половину гидрофобизированного асбеста. Для предварительной гидрофобизации асбеста предлагаем использовать такие эффективные, новые гидрофобизаторы как полиметилсилоксан ПГКО-1001 (ТУ-6-00-05763441-64-92) и имидазолин (ТУ 2415-187-00203312-98).
При таком способе получения ИЭР гидрофобизированный асбест при вводе в углеводородную жидкость, которая уже содержит ПАВ (СМАД), сразу же попадает на межфазную поверхность, создавая своего рода смешанную защитную оболочку глобул воды. При этом также обеспечивается эффективное использование другого ПАВ - СМАДа. В противном случае при наличии слишком большого количества асбеста, старающегося занять посадочные места на свежеобразованной межфазной поверхности, СМАД может быть вытолкнут в углеводородную жидкость.
Вторую половину асбеста мы вводим в раствор, когда межфазная поверхность уже сформирована, поверхностные силы скомпенсированы "осевшими" СМАДом и первой половиной асбеста. Поэтому вновь добавленным частицам асбеста остается только распределиться в объеме углеводородной жидкости, образуя структурный каркас.
Обобщая вышеизложенное, предлагаемый способ обработки асбеста и ввода его в ИЭР позволяет выполнять в растворе две важные функции:
1) обволакивание глобул воды в углеводородной жидкости с целью получения более стабильной эмульсии;
2) обеспечение объемной структуры в углеводородной жидкости, улучшающей вязкостные структурно-механические и кольматирующие свойства.
1) обволакивание глобул воды в углеводородной жидкости с целью получения более стабильной эмульсии;
2) обеспечение объемной структуры в углеводородной жидкости, улучшающей вязкостные структурно-механические и кольматирующие свойства.
Вышеизложенное позволяет сделать вывод о том, что заявляемый способ приготовления ИЭР соответствует критерию "изобретательский уровень".
Предлагаются 4 рецептуры ИЭР, отличающиеся различным соотношением компонентов (см. таблицы 1, 2, 3, 4).
Как показывают экспериментальные данные, для состава 1 (таблица 1) наиболее оптимальными являются содержания СМАД-1 в количестве 3-4 весовые части, а ПГКО-1001 - 1-2 весовые части (составы 2, 3, 6, 7, 10, 11). В данной таблице приведен состав эмульсии: углеводородная жидкость (дизтопливо или газовый конденсат) и насыщенный раствор хлористого натрия в соотношении 40: 60, асбест, СМАД-1 и ПГКО-1001 в количествах, указанных в таблице 1.
Для состава 2, состоящего из следующих компонентов: углеводородная жидкость (дизтопливо или газовый конденсат) и насыщенный раствор хлористого натрия в соотношении 40:60, асбест - 1,5 весовые части, эмультал и имидазолин в количествах, указанных в таблице 2, наиболее оптимальными концентрациями являются следующие весовые соотношения: эмультал - 2-3 весовые части, имидазолин - 0,5-2 весовые части (составы 2, 3, 6, 7, 9).
Для состава 3 (таблица 3), состоящего из следующих компонентов: углеводородная жидкость (дизтопливо или газовый конденсат) и насыщенный раствор хлористого натрия в соотношении 40:60, асбест - 1,5 весовые части, эмультал и ПГКО-1001 в количествах, указанных в таблице 3, наиболее оптимальными являются следующие соотношения: эмультал - 2-3 весовые части, ПГКО-1001 - 1-2 весовые части (составы 3, 4, 5, 6).
Для состава 4 (таблица 4), состоящего из следующих компонентов: углеводородная жидкость (дизтопливо или газовый конденсат) и насыщенный раствор хлористого натрия в соотношении 40:60, асбест - 1,5 весовых частей, СМАД-1 и имидазолин в количествах, указанных в таблице, наиболее оптимальным является следующее соотношение: СМАД-1 - 3-4 весовые части, имидазолин - 0,3-0,5 весовые части (составы 2, 3, 6, 7, 8).
Все составы в таблицах 1, 2, 3, 4 приготовлены согласно заявляемому способу: с вводом асбеста по частям.
В таблице 5 приводятся сравнительные данные составов 2 из табл.1 и 3 из табл. 2, приготовленных с вводом асбеста в ИЭР по частям, и таких же составов, приготовленных с вводом асбеста в 1 прием.
Вывод. Как видно из таблицы 5 (пп.1, 3), приготовление эмульсии с вводом асбеста по частям позволяет получить ИЭР с желаемыми параметрами. И, наоборот, ввод асбеста в 1 прием приводит к резкому ухудшению показателя фильтрации и электростабильности (таблица 5 пп.2, 4). Это, очевидно, объясняется тем, что асбест, ставший олеофильным, полностью находится только в углеводородной жидкости, не обеспечивает получения стабильных защитных слоев на поверхности глобул воды, они легко сливаются друг с другом, обуславливая высокий показатель фильтрации, низкую электростабильность и в целом низкое качество раствора.
Таким образом, из приведенных в таблице 5 данных вытекает, что заявляемое решение резко улучшает качество ИЭР.
Пример приготовления ИЭР состава 1 в лабораторных условиях.
Требуется приготовить 300 см3 ИЭР плотностью 1,01 г/см3. Для этого расходуется 102,5 см3 дизтоплива, 180 см3 солевого раствора хлористого натрия плотностью 1,06 г/см3, 12 г СМАД-1 (11,5 мл), 4,5 г гидрофобизированного асбеста, 6 мл ПГКО-1001.
Технология приготовления состава 1 с вводом асбеста по частям. Предварительно 4,5 г асбеста перемешивают с 6 мл ПГКО-1001 и оставляют на сутки. По прошествии данного времени СМАД-1 растворяется в дизтопливе, которое затем перемешивается с половиной количества гидрофобизированного асбеста на пропеллерной мешалке типа "Воронеж" до полной диспергации. Потом полученная выше смесь смешивается с водным раствором соли (180 мл солевого раствора) в течение 10 мин на пропеллерной мешалке. После этого в полученную эмульсию добавляют оставшиеся 4,5 г гидрофобизированного асбеста и перемешивают на миксере еще 10 минут. После приготовления ИЭР оставляется на сутки в покое для дегазации.
В промысловых условиях приготовление ИЭР проводится по следующей схеме. За сутки расчетное количество асбеста смешивается с расчетным количеством гидрофобизатора. Через сутки половина этого гидрофобизированного асбеста вводится в емкость, где находится углеводородная жидкость (дизельное топливо или газоконденсат), содержащая расчетное количество СМАД-1 или эмультала, и циркуляцией через ЦА-320 все перемешивается до их полного растворения по схеме емкость - насос - емкость. В другой емкости готовится водный раствор хлористого натрия (калия, кальция). С помощью гидроактиватора происходит перемешивание вышеуказанной углеводородной жидкости, содержащей ПАВ и половину количества гидрофобизированного асбеста, и водного раствора соли. После этого в полученную эмульсию добавляют вторую половину и проводят циркуляцию в течение 2,5 часов.
Источники информации.
1. Г.А. Орлов, М.Ш. Кендис, В.Н. Глущенко. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. - М.: Недра, 1991, стр.62.
2. О. К. Ангелопуло, В.М. Подгорнов, В.Э. Аваков. Буровые растворы для осложненных условий. - М.: Недра, 1988, стр.71 (прототип).
3. Т.В. Архипова, Г.М. Кудрешова. Влияние некоторых ПАВ на формирование асбестовых диафрагм. "Вопросы прикладной химии", Саратов, 1987, стр.26-29.
4. О. И. Грачева. Исследование влияния поверхностно-активных веществ на свойства суспензий хризотил асбеста. "Коллоидный журнал", М., 1973, т.35, 4, стр.749-750.
5. Т.К. Бруцкус и др. Влияние поверхностно-активных добавок на процессы коагуляционного структурообразования в водных суспензиях асбеста. "Коллоидный журнал", М., 1967, т.29, 5, стр.638-641.
Claims (4)
1. Способ получения инвертно-эмульсионного раствора, включающий предварительную гидрофобизацию асбеста, смешение его с углеводородной жидкостью, водным раствором соли - хлористого натрия, калия, кальция, поверхностно-активным веществом ПАВ, отличающийся тем, что гидрофобизированный асбест вводят по частям: первую половину его вводят в углеводородную жидкость, содержащую ПАВ, затем эту смесь смешивают с водным раствором соли, а потом вводят вторую половину гидрофобизированного асбеста при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:
Углеводородная жидкость - 40
Указанный водный раствор соли - 60
Гидрофобизатор - 0,3-2
Поверхностно-активное вещество - 2-4
Асбест - 1-5
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве гидрофобизатора используют полиметилсилоксан в количестве 1-2 вес.ч., а в качестве ПАВ - СМАД-1 в количестве 3-4 вес.ч.
Углеводородная жидкость - 40
Указанный водный раствор соли - 60
Гидрофобизатор - 0,3-2
Поверхностно-активное вещество - 2-4
Асбест - 1-5
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве гидрофобизатора используют полиметилсилоксан в количестве 1-2 вес.ч., а в качестве ПАВ - СМАД-1 в количестве 3-4 вес.ч.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве гидрофобизатора используют полиметилсилоксан в количестве 1-2 вес.ч., а в качестве ПАВ - эмультал в количестве 2-3 вес.ч.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве гидрофобизатора используют имидазолин в количестве 0,5-2 вес.ч., а в качестве ПАВ - эмультал в количестве 2-3 вес.ч.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве гидрофобизатора используют имидазолин в количестве 0,3-0,5 вес.ч., а в качестве ПАВ - СМАД-1 в количестве 3-4 вес.ч.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001127462A RU2205855C1 (ru) | 2001-10-09 | 2001-10-09 | Способ получения инвертно-эмульсионного раствора |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001127462A RU2205855C1 (ru) | 2001-10-09 | 2001-10-09 | Способ получения инвертно-эмульсионного раствора |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2205855C1 true RU2205855C1 (ru) | 2003-06-10 |
Family
ID=29210588
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001127462A RU2205855C1 (ru) | 2001-10-09 | 2001-10-09 | Способ получения инвертно-эмульсионного раствора |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2205855C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1629501A1 (ru) * | 1988-06-15 | 1991-02-23 | Уренгойское Производственное Объединение По Добыче Газа Им.С.А.Оруджева | Способ глушени скважины |
| DE4011348A1 (de) * | 1990-04-07 | 1991-10-10 | Bayer Ag | Bohrloch-behandlungsfluessigkeiten mit tonquellungsinhibierenden eigenschaften (ii) |
| RU2016041C1 (ru) * | 1991-04-22 | 1994-07-15 | Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности "НижневартовскНИПИнефть" | Буровой раствор на углеводородной основе |
| RU2051944C1 (ru) * | 1993-07-08 | 1996-01-10 | Евгений Алексеевич Коновалов | Способ получения бурового концентрата |
| RU2115686C1 (ru) * | 1997-06-04 | 1998-07-20 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПРИОРИТЕТ" | Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин |
| US5990050A (en) * | 1998-01-08 | 1999-11-23 | M-I L.L.C. | Water soluble invert emulsions |
-
2001
- 2001-10-09 RU RU2001127462A patent/RU2205855C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1629501A1 (ru) * | 1988-06-15 | 1991-02-23 | Уренгойское Производственное Объединение По Добыче Газа Им.С.А.Оруджева | Способ глушени скважины |
| DE4011348A1 (de) * | 1990-04-07 | 1991-10-10 | Bayer Ag | Bohrloch-behandlungsfluessigkeiten mit tonquellungsinhibierenden eigenschaften (ii) |
| RU2016041C1 (ru) * | 1991-04-22 | 1994-07-15 | Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности "НижневартовскНИПИнефть" | Буровой раствор на углеводородной основе |
| RU2051944C1 (ru) * | 1993-07-08 | 1996-01-10 | Евгений Алексеевич Коновалов | Способ получения бурового концентрата |
| RU2115686C1 (ru) * | 1997-06-04 | 1998-07-20 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПРИОРИТЕТ" | Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин |
| US5990050A (en) * | 1998-01-08 | 1999-11-23 | M-I L.L.C. | Water soluble invert emulsions |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| АНГЕЛОПУЛО О.К. и др. Буровые растворы для осложненных условий. - М.: Недра, 1988, с.54, 71. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2062864C1 (ru) | Способ обработки подземной нефтеносной формации, имеющей область более высокой проницаемости и область более низкой проницаемости | |
| US2866507A (en) | Gas drive oil recovery process | |
| CN1273561C (zh) | 松脱被卡的钻杆或工具的方法及其所用的解卡液 | |
| RU2060373C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| JPH02240393A (ja) | 石油を地下源から回収するための置換剤及びその使用方法 | |
| EA008671B1 (ru) | Эмульсионная система, полученная при помощи волокна | |
| CN85108730A (zh) | 用于油回收的胶束剂 | |
| EP1888479B1 (en) | Cement compositions comprising environmentally compatible defoaming agents and methods of use | |
| EP0181915A1 (en) | SURFACTANT COMPOSITIONS FOR STEAM FLOW. | |
| WO2019133625A1 (en) | Enhanced surfactant polymer flooding processes for oil recovery in carbonate reservoirs | |
| RU2205855C1 (ru) | Способ получения инвертно-эмульсионного раствора | |
| CN113604209A (zh) | 一种在线生产的纳米复合型粘弹驱油剂 | |
| US4203491A (en) | Chemical flood oil recovery with highly saline reservoir water | |
| US8163676B2 (en) | Emulsifier blend | |
| US4765910A (en) | Use of ammonium chloride solutions to remove sulfonate surfactants from crude oil | |
| RU2109132C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов | |
| RU2125647C1 (ru) | Состав для добычи нефти и способ его приготовления | |
| CN116987494B (zh) | 一种微乳液渗吸采油剂及其制备方法和应用方法 | |
| RU2758828C1 (ru) | Жидкость для гидроразрыва пласта на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием | |
| US4004637A (en) | Oil recovery by improved surfactant flooding | |
| RU2190657C1 (ru) | Жидкость глушения нефтегазовой скважины | |
| Mehrjoo et al. | A Comprehensive Review of Colloidal gas aphrons applications in the Oil Industry | |
| CA1274089A (en) | Preparation of crude oil emulsions | |
| DE2652045C3 (de) | Verfahren zur Verfestigung von nichttragenden Sandteilchen | |
| RU2232257C2 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и выравнивания профилей приемистости |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201010 |