Патенты автора Бабушкин Эдуард Валерьевич (RU)
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к технологическим жидкостям на водной основе, применяемым для укрепления интервалов скважин, представленных неустойчивыми отложениями. Предлагаемая технологическая жидкость предназначена для закачивания в интервал неустойчивых глинисто-аргиллитовых отложений скважины и позволяет предотвращать осыпи и обвалы стенок скважины. В состав предлагаемой технологической жидкости входят: силикат натрия или калия для заполнения и скрепления пор и трещин стенок скважины, хлорид калия и полиэтиленгликоль для ингибирования процесса гидратации глин, карбоксиметилцеллюлоза для создания «сшитой» структуры закачиваемой жидкости, сульфированный асфальт и окисленный битум для гидрофобизации поверхности стенок скважины при следующем содержании компонентов, мас. %: силикат натрия или калия - 4,5-7,0; карбоксиметилцеллюлоза - 1,5-3,5; хлорид калия - 9,0-15,0; полиэтиленгликоль - 0,1-0,4; сульфированный асфальт и окисленный битум (Ингидол ГГЛ) - 1,0-3,0; вода – остальное. Предлагаемая технологическая жидкость обеспечивает ингибирование процесса гидратации глинистой составляющей неустойчивых отложений, гидрофобизирует поверхность стенок скважин, скрепляет нестабильные породы за счет силикатизации - образования кремниевого геля. 4 табл.
ВЫСОКОИНГИБИРОВАННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР // 2777003
Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам на водной основе, применяемым при строительстве, заканчивании и капитальном ремонте скважин в условиях неустойчивых глинистых отложений. Технический результат - высокая ингибирующая способность по отношению к процессу гидратации глин, минимальное воздействие на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, оптимальные структурно-реологические и фрикционные свойства. Буровой раствор обладает плотностью 1,08-1,16 г/см3 с возможностью утяжеления до 1,30 г/см3 и термостабилен до 110°С. Буровой раствор содержит, мас.%: для регулирования структурно-реологических и фильтрационных свойств раствора - ксантановый биополимер 0,2-0,3 и лигносульфонат 0,8-1,0; для ингибирования процесса гидратации глин - хлорид калия 5,5-17,2; создания непроницаемой фильтрационной корки на стенках скважины и достижения требуемой плотности раствора - молотый мрамор 4,3-21,6; для ингибирования процесса гидратации глин, гидрофобизации стенок скважины и улучшения триботехнических свойств - омыленное калиевое талловое масло 0,8-17,7; техническую воду, обработанную каустической содой и пеногасителем, остальное. 1 ил., 4 табл., 1 пр.
Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, преимущественно горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых терригенных отложений. Технический результат - повышение ингибирующих и снижение диспергирующих свойств бурового раствора, обеспечение низких показателей фильтрации и стабильности параметров в забойных условиях, снижение коэффициента трения. Ингибирующий буровой раствор на водной основе, используемый, преимущественно, для строительства горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых терригенных отложений, включает, мас.%: реагент полимерсиликатный POLYSIL Potassium, содержащий в своем составе высокомодульные силикаты натрия и калия, высокомолекулярный полимер акрилового ряда и модифицированный битум, 1,0-2,0; комплексный реагент-стабилизатор буровых растворов карболигносульфонат пековый КЛСП, содержащий в своем составе омыленный каустической содой талловый пек, лигносульфонат и карбоксиметилцеллюлозу, 1,0-4,0; ксантановый биополимер 0,1-0,2; калий хлористый 3,0-8,0; микрокальцит 5,0-10,0; воду - остальное. 2 з.п. ф-лы, 2 табл.
Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин. Технический результат - высокая седиментационная стабильность при повышенных температурах и возможность утяжеления бурового раствора до плотности 2,30 г/см3, термостабильность до 150°С, высокая ингибирующая способность процесса гидратации глин, устойчивость к биодеструкции, хорошие смазочные свойства. Буровой раствор для строительства скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур включает, мас.%: ксантановый биополимер 0,08-0,22; крахмальный реагент 0,28-0,76; лигносульфонат 0,30-0,82; хлорид калия 2,38-6,56; формиат калия 8,06-22,18; молотый мрамор 1,98-5,46; баритовый утяжелитель до 63,70; воду 23,22-63,92. 1 ил., 4 табл.
БУФЕРНАЯ ЖИДКОСТЬ // 2592308
Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буферным жидкостям для очистки скважин, пробуренных с использованием бурового раствора на углеводородной основе. Технический результат - повышение моющей способности буферной жидкости и, следовательно, улучшение качества сцепления цементного камня с горными породами и обсадными трубами. Буферная жидкость на водной основе содержит, мас.%: триполифосфат натрия 3-4, бутилгликоль 10-15, вода остальное. 1 табл.
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым при заканчивании, освоении, капитальном и текущем ремонте скважин для временной изоляции продуктивных пластов в процессе глушения скважин с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями. Технический результат - повышение технологичности использования состава за счет оптимизации времени формирования геля, повышения структурно-механических и изолирующих свойств, уменьшения негативного воздействия фильтрата на продуктивный пласт за счет снижения показателя фильтрации, регулируемого времени разрушения состава. Вязкоупругий состав (ВУС) включает в себя водный раствор полимера полисахаридной природы, карбамид и карбонат кальция - в качестве активаторов сшивки полимера, сшивающий агент - для образования межмолекулярной пространственной структуры, деструктор - для саморазрушения геля через заданный промежуток времени, водорастворимую соль одновалентного металла, для увеличения плотности состава, при следующем соотношении компонентов, масс. %: биополимер (ксантановая камедь) - 0,8-1,3; карбамид (мочевина) - 0,4-0,6; карбонат кальция (мраморная крошка) - 1,4-2,3; хром укскуснокислый, водный раствор - 0,4-0,7; аммоний надсернокислый - 0,025-0,125; пресная техническая вода или раствор соли одновалентного металла (натрий, калий) требуемой плотности - остальное. 3 табл.
.
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для вскрытия высокопроницаемых продуктивных пластов с нормальными и аномально-низкими пластовыми давлениями, а также для предупреждения и ликвидации осложнений при бурении поглощающих пластов
ГАЗОВЫДЕЛЯЮЩИЙ ПЕНООБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН // 2327853
Изобретение относится к горной промышленности к составам буровых растворов для первичного вскрытия продуктивных пластов с аномально низкими пластовыми давлениями и к составам жидкостей для вызова притока при освоении нефтяных и газовых скважин
БУРОВОЙ РАСТВОР НИЗКОЙ ПЛОТНОСТИ (ВАРИАНТЫ) // 2309970
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам для предупреждения поглощения и вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями
