Патенты автора Кайбышев Руслан Радикович (RU)
Предложенная группа изобретений относится к области нефтегазодобычи, в частности к технологическим составам, используемым для повышения проницаемости продуктивных пластов посредством осуществления гидроразрыва пласта (ГРП), и может быть использовано для приготовления жидкости гидроразрыва пласта с использованием альтернативных источников воды, таких, например, как минерализованные подтоварные воды, смеси подтоварных и пресных вод, пластовые воды. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде включает синтетический гелеобразователь, деэмульгатор, деструктор. Содержание компонентов составляет, % масс.: синтетический гелеобразователь 0,5–0,8; деэмульгатор 0,1–0,2, деструктор 0,05–0,12; высокоминерализованная вода - остальное. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде заключается в том, что при перемешивании в высокоминерализованную воду добавляют деэмульгатор, затем синтетический гелеобразователь, проводят гидратацию гелеобразователя, вводят в полученный гель деструктор. Способ обработки пласта с использованием жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, который включает добавление в вышеуказанную жидкость для гидроразрыва пласта проппанта и проведение гидроразрыва пласта. Технический результат - одновременное сохранение оптимальной для транспортировки проппанта вязкости (не менее 30 сП при скорости сдвига 100 с-1) при проведении операций ГРП в течение необходимого для проведения ГРП времени (не менее 60 минут, предпочтительно от 100 до 110 минут) при температуре до 90°С включительно и с последующим распадом жидкости ГРП (снижением вязкости) в течение 160 минут. 3 н. и 27 з.п. ф-лы, 11 ил., 2 табл.
Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Технический результат заключается в обеспечении возможности регулирования времени стабильности жидкости в течение необходимого времени для проведения операции при высоких температурах и последующий полный ее распад, упрощении и повышении эффективности и экологичности способа обработки. Жидкость для гидроразрыва пласта на высокоминерализованной воде содержит компоненты в следующем соотношении, мас.%: гелеобразующий агент 0,2-0,5, сшиватель 0,2-0,4, стабилизатор сшивки 0,04-0,3, деструктор 0,02-0,14, деэмульгатор 0,01-0,2, биоцид 0,001-0,005, высокоминерализованная вода - остальное, при этом соотношение сшивателя к гелеобразующему агенту составляет от 0,6:1 до 1,0:1, к стабилизатору сшивки от 1,3:1 до 5,6:1, к деструктору от 3,5:1 до 13,0:1. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта заключается в том, что при перемешивании в высокоминерализованную воду добавляют биоцид, затем добавляют гелеобразующий агент, проводят гидратацию гелеобразующего агента и вводят в полученный линейный гель деэмульгатор и деструктор, затем добавляют сшиватель, совместно или после добавления сшивателя вводят стабилизатор сшивки. Способ обработки пласта включает проведение гидроразрыва пласта с использованием жидкости для гидроразрыва пласта на высокоминерализованной воде. 3 н. и 33 з.п. ф-лы, 9 ил., 2 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, в условиях низких температур Крайнего Севера для глушения и выполнения различных видов работ, в том числе в скважинах, разрабатывающих один или несколько пластов, имеющих разное пластовое давление и проницаемость. Состав тяжелой технологической жидкости для глушения скважин содержит 10,0-16,6 мас. % хлорида цинка, 0,30-0,62 мас. % ингибитора коррозии, 23,1-30,1 мас. % хлорида кальция, 16,5-21,5 мас. % нитрата кальция и 38,0-43,3 мас. % воды. Техническим результатом является низкая коррозионная активность и температура замерзания состава, сохранение подвижности при низкой температуре. 4 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.
Тяжёлая технологическая жидкость для глушения скважин, состав и способ для её приготовления // 2731965
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и в условиях низких температур Крайнего Севера для глушения и выполнения различного вида работ. Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин представляющая собой водный раствор, получаемый путем растворения в воде по крайней мере: нитрата кальция в количестве от 35 масс. % до 41 масс. %, бромида кальция в качестве утяжеляющего агента в количестве, обеспечивающем плотность жидкости от 1,58 г/см3 до 1,82 г/см3 при 20°С. Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин, который включает сухие нитрат кальция и бромид кальция в массовом соотношении соответственно от 1:1 до 1,4:1. Способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин, при котором в воде растворяют нитрат кальция в количестве от 35 до 41 масс. % от массы жидкости, затем в полученном растворе нитрата кальция растворяют бромид кальция в количестве, обеспечивающем плотность жидкости от 1,58 г/см3 до 1,82 г/см3 при 20°С. Технический результат – обеспечение одновременно низких значений скорости коррозии (до 0,12 мм/год) и низкой температуры замерзания (ниже минус 35 град. С) тяжелой технологической жидкости, что обеспечивает ее применение в широком диапазоне пластовых давлений. 3 н. и.17 з. п. ф-лы, 2 табл., 6 пр.
СКВАЖИННЫЙ ШТАНГОВЫЙ НАСОС // 2415301
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, продуцирующих пластовые жидкости с высоким содержанием газа и механических примесей
