Патенты автора Шидгинов Залим Асланович (RU)
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено в технологии гидравлического разрыва пласта, глушения скважин, ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах, где в качестве технологических жидкостей используют сшитые и несшитые полимерные системы на основе гуаровых смол, производных целлюлозы и производных крахмала. Ферментный деструктор для разрушения - деструкции технологических жидкостей в технологиях гидравлического разрыва пласта, глушения скважин и ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах, где в качестве технологических жидкостей используются сшитые и несшитые полимерные системы на основе гуаровой смолы, несшитые полимерные системы на основе производных целлюлозы или производных крахмала, содержащий фермент β-маннаназу, дополнительно содержит ксиланазу и амилазу, и носитель или растворитель, где в качестве носителя используется полимер природного происхождения - крахмал пищевой; а в качестве растворителя - одно-, или двух, или трехатомный спирт, или их смесь и вода, в качестве которой применяют воду питьевую, при следующем соотношении компонентов, % масс.: β-маннаназа 0,0001-0,001, ксиланаза 0,0001-0,001, амилаза 0,0001-0,001, природный полимер - остальное, или β-маннаназа 0,0001-0,001, ксиланаза 0,0001-0,001, амилаза 0,0001-0,001, одно-, или двух-, или трехатомный спирт или их смесь 40,0-60,0, вода - остальное. Технический результат – обеспечение возможности точного дозирования деструктора, что повышает эффективность его применения, а также применение при температуре 20-80°С и ниже. 9 пр., 5 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Тампонажный раствор для строительства и ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях низких температур содержит 50,0-65 мас.% глиноземистого цемента, 4,0-19,0 мас.% метакаолина, 0,1-1,0 мас.% пластификатора, 0,001-0,01 мас.% ускорителя схватывания и воду до 100 %. При этом в качестве пластификатора используется суперпластификатор марки Melflux PP100F, а в качестве ускорителя схватывания используют карбонат калия, или карбонат натрия, или карбонат лития. Техническим результатом является обеспечение контролируемых сроков загустевания и сроков схватывания в условиях низких температур, а также получение цементного камня высокой прочности. 3 пр., 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Тампонажный материал для ремонта нефтяных и газовых скважин содержит фенолформальдегидную смолу (35,0-67,5 мас.%), пластификатор (20,0-30,0 мас.%), отвердитель (5,0-15,0 мас.%), модификатор отвердителя (5,0-15,0 мас.%) и ингибитор коррозии (1,0-5,0 мас.%). При этом в качестве смолы используют фенолформальдегидную смолу резольного типа. В качестве пластификатора используют моноэтиленгликоль (МЭГ), или диэтиленгликоль (ДЭГ), или триэтиленгликоль (ТЭГ). В качестве отвердителя используют 5-24%-ный раствор соляной кислоты. В качестве модификатора отвердителя используют резорцин или пирокатехин. В качестве ингибитора коррозии используют ингибитор коррозии марки ИКУ-128, который представляет собой раствор оксиэтилированных четвертичных пиридиниевых аммониевых солей. Технический результат заключается в обеспечении возможности контроля сроков затвердевания, контроля прочности после затвердевания, а также в отсутствии воздействия на обсадную колонну в скважине. 1 табл., 3 пр.
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин. Техническим результатом является создание состава пенообразователя с высокой пенообразующей способностью, позволяющего обеспечить эффективное удаление водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин при различной минерализации скважинной жидкости, в широком диапазоне содержания газового конденсата и сохраняющего свои физико-химические свойства при повышенных температурах. Состав содержит ПАВ, антифриз и пресную воду, в качестве ПАВ содержит МОРПЕН, представляющий собой смесь водо- и маслорастворимых алкилсульфатов и сульфоэтоксилатов натрия, в качестве антифриза содержит смесь полиэтиленгликоля и моноэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, мас. %: МОРПЕН-24,0÷75,0; МЭГ-13,3÷40,0; ПЭГ-4,0÷5,0; вода - остальное. Способ приготовления состава включает перемешивание всех его компонентов при комнатной температуре до образования однородного раствора. 1 з.п. ф-лы, 6 табл., 4 пр.
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин. Технический результат - повышение пенообразующей способности, обеспечение эффективного удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин при различной минерализации скважинной жидкости, в широком диапазоне содержания углеводородной фазы, сохранение физико-химических свойств пенообразователя при повышенных температурах. Состав для приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин, содержащий поверхностно-активное вещество - ПАВ, мочевину, карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, в качестве ПАВ содержит МОРПЕН, представляющий собой смесь водо- и маслорастворимых алкилсульфатов и сульфоэтоксилатов натрия, при следующем соотношении компонентов, масс. %: МОРПЕН 24,9-28,4, мочевина 71,1-74,6, КМЦ 0,5-1,0. Способ приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин из указанного выше состава, включающий растворение мочевины в ПАВ МОРПЕН при температура 80-90°С до образования истинного раствора, постепенное введение в полученный раствор при перемешивании КМЦ, а затем заливку полученной смеси в формы и полное отверждение состава. 2 н.п. ф-лы, 5 табл., 4 пр.
СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ БЕЗ ПОДЪЕМА ГЛУБИНОНАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ // 2612693
Изобретение относится к селективной изоляции обводненных пропластков в продуктивных разрезах добывающих скважин, обводняющихся краевой водой по пласту. Способ включает закачку гелеобразующего состава в пласт по затрубному пространству скважины, остановленной для проведения текущего ремонта по смене глубинного насоса. Операцию селективной изоляции производят одновременно с глушением скважины. Закачка ведется первоначально при открытой буферной задвижке и при циркуляции скважиной жидкости через НКТ в коллектор. По достижении гелеобразующим составом приема глубинного насоса буферная задвижка закрывается и закачка продолжается в пласт. После гелеобразующего состава в пласт закачивают солевой раствор с удельным весом, необходимым для глушения скважины. После достижения солевым раствором интервала перфорации и продавки необходимого буфера - солевого раствора в пласт буферная задвижка открывается и закачка солевого раствора в скважину продолжается при его циркуляции через НКТ до полного вытеснения в коллектор скважинной жидкости. Способ улучшает условия селективной изоляции, особенно в условиях сниженного пластового давления за счет предотвращения поглощения жидкости глушения в ходе подготовки к ремонту скважин. 5 з.п. ф-лы
Изобретение относится к составу тампонажного раствора.Тампонажный раствор, содержит 46,0-75,0 мас.% вяжущего материала, в качестве которого используется портландцемент тампонажный класса G, или цементная смесь ЦС БТРУО “Микро”, или смесь глиноземистого цемента ГЦ-40 и микроцемента ЦС БТРУО “Микро” в массовом соотношении 3:7, или смесь глиноземистого цемента ГЦ-40 и портландцемента ПЦТ 50 в массовом соотношении 1:4; 1,0-4,0 мас.% ПАВ, в качестве которого используется смесь эмульгатора МР-150 с алкилбензосульфонатом кальция и эмульгатором ОП-4 в массовом соотношении, равном 1:4:9; или смесь эмульгатора МР-150 с алкилбензосульфонатом кальция, гидрофобизатором АБР и нефтенолом ВКС-Н в массовом соотношении, равном 4:4:3:3; 9,0-27,0 мас.% дизельного топлива; 0,0-0,5 мас.% хлористого кальция; 0,0-2,0 мас.% микрокремнезема конденсированного МК-85 и пресную воду - остальное. Технический результат- повышение текучести, снижение водоотдачи, повышение прочности и долговечности цементного камня. 2 табл.
