Патенты автора Предеин Андрей Александрович (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения водопритока в добывающие скважины путем снижения проницаемости обводненных интервалов пласта и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин путем снижения проницаемости наиболее промытых участков пласта. Осадкообразующий состав включает 10,0-20,0 мас.% соли алюминия, 0,5-20,0 мас.% карбамида, 0,5-10,0 мас.% уротропина, 0,01-5,0 мас.% водорастворимого полимера, При этом состав дополнительно содержит 0,25-2,5 мас.% катионогенного поверхностно-активного вещества (КПАВ) в виде производных высших карбоновых кислот, содержащих в составе одной молекулы амины и ацилпроизводные аминов, 0,25-2,5 мас.% неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) в виде циклических амидинов высших карбоновых кислотсостав и воду – остальное. Причем соотношение указанных ПАВ в составе составляет 1:1. При этом в качестве водорастворимого полимера используют полимеры природного или синтетического происхождения. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции пласта за счёт повышенной твёрдости, прочности и адгезии образуемого составом осадка к породе, а также высокой продолжительности действия состава за счет устойчивости получаемого объемного осадка, в том числе при температурах до 300°С. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.
Изобретение относится к составам, применяемым при проведении мероприятий по ограничению водопритока в добывающих скважинах и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Состав содержит 3-10 мас.% сшивателя в виде бихромата калия или бихромата натрия, 0,01-10 мас.% регулятора времени потери текучести, 0,01-5 мас.% регулятора реологических свойств, 0,01-15 мас.% кольматирующей добавки и воду. При этом регулятор реологических свойств включает модифицированный продукт переработки древесины на основе эфиров целлюлозы, или продукт на основе модифицированной ксантановой камеди, или полиакриламид. В качестве регулятора времени потери текучести используют поверхностно-активное вещество (ПАВ) на основе производных аминоспиртов с содержанием оксиэтилированных аминов не менее 2 об.%. В качестве кольматирующей добавки используют полипропиленовые волокна или карбонат кальция. При этом состав дополнительно содержит 3-40 мас.% полимера в виде сульфитномодифицированного полимера фенилпропана с молекулярной массой более 35000 а.е.м. Кроме того, состав дополнительно содержит 0,01-5 мас.% активатора сшивки, в качестве которого используют этидроновую кислоту или кислотный реагент, содержащий лимонную и щавелевую кислоты в соотношении 1:1-3 соответственно. Техническим результатом является повышение проникающей способности за счет возможности регулирования времени потери текучести предлагаемого состава в широком диапазоне температур (до 300°С) при сохранении прочности и устойчивости образуемого геля, а также обеспечение универсальности состава за счет возможности использования в терригенных (пористых) и карбонатных (трещиноватых) коллекторах. 2 табл.
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - повышение стабильности реологических и фильтрационных параметров буровых растворов на водной основе за счет увеличения микробиологической устойчивости с одновременным повышением их ингибирующих свойств. Способ обработки бурового раствора для повышения его микробиологической устойчивости включает ввод бактерицидной добавки, в качестве которой используют окисляющий биоцид, диссоциирующий в воде с образованием хлорноватистой кислоты. Указанный биоцид вводят в дисперсионную среду бурового раствора - воду, выдерживают на время обеззараживания не менее чем на 2 часа. Далее добавляют компоненты, предусмотренные рецептурой обрабатываемого бурового раствора. После этого в раствор дополнительно вводят поглотитель сероводорода, добавляют регулятор концентрации ионов водорода - гидроокись натрия и/или калия до достижения значения величины рН раствора не менее 9,5. Затем обрабатывают буровой раствор биостатом на основе изотиазолинонов. Реагенты обработки берут в следующем соотношении, % к массе бурового раствора: указанный биоцид 0,03-0,06; поглотитель сероводорода 0,03-0,05; гидроокись натрия и/или калия 0,03-0,1; биостат на основе изотиазолинонов 0,1-0,3. В качестве поглотителя сероводорода используют оксид цинка или оксид или карбонат железа. 1 з.п. ф-лы, 4 табл., 2 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения водопритоков в добывающих скважинах. Состав содержит связующее - 5-90 об.% алкилового эфира кремнийорганического соединения, отвердители - 0,25-4,5 об.% катионного и 0,25-4,5 об.% неионогенного поверхностно-активных веществ (ПАВ), регулятор времени гелеобразования - водная фаза, остальное. При этом в качестве катионного ПАВ используется алкилбензилдиметиламмоний хлорид, в качестве неионогенного ПАВ применяется алкилполиглюкозид С8-С14. Причем соотношение указанных ПАВ в составе составляет 1:1, а содержание каждого из указанных ПАВ от указанного алкилового эфира кремнийорганического соединения составляет 5%. Техническим результатом является повышение изоляционных свойств состава за счет увеличения проникающей способности и возможности регулирования времени гелеобразования состава при сохранении высоких структурно-механических свойств. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.
Инвертно-эмульсионный буровой раствор // 2783123
Изобретение относится к инвертно-эмульсионным буровым растворам для бурения надпродуктивных интервалов и вскрытия продуктивных пластов при строительстве и реконструкции скважин. Инвертно-эмульсионный буровой раствор включает углеводородную жидкость, эмульгатор-стабилизатор, минерализованную водную фазу и твёрдофазную добавку. При этом в качестве эмульгатора-стабилизатора раствор содержит смесь амфифильного маслорастворимого акрилового сополимера с модифицированными сложными эфирами жирных карбоновых кислот С16-С18, растворёнными в многоатомном спирте, в качестве твёрдофазной добавки содержит сульфированный битум. Компоненты включены в раствор в следующем соотношении, мас.%: углеводородная жидкость – 33-60; указанный эмульгатор-стабилизатор – 1,8-4,0; сульфированный битум – 0,2-1,0; минерализованная водная фаза – остальное, при этом массовое соотношение указанного акрилового сополимера с указанными эфирами жирных карбоновых кислот, растворёнными в многоатомном спирте, составляет 1:(3-8) соответственно. Изобретение обеспечивает повышение стабильности параметров бурового раствора при воздействии повышенных температур с одновременным увеличением его выносной, ингибирующей и кольматирующей способностей. 4 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.
Биополимерный буровой раствор // 2772412
Изобретение относится к биополимерным буровым растворам для бурения надпродуктивных интервалов и вскрытия продуктивных пластов при строительстве и реконструкции скважин. Технический результат - повышение устойчивости раствора к биодеградации с одновременным снижением степени набухания и разупрочнения пород, содержащих глинистую фракцию, при контакте с буровым раствором, уменьшением степени отрицательного воздействия раствора на коэффициент восстановления проницаемости продуктивных пород по нефти после его воздействия. Биополимерный буровой раствор содержит ксантановый биополимер, модифицированный крахмал, щелочную добавку - оксид магния, кремнийсодержащий реагент - смесь гамма-аминопропилтриэтоксилана и калийного жидкого стекла в массовом соотношении 1:(0,7÷10) соответственно, поверхностно-активный реагент - смесь алкилтриметиламмоний хлорида С12-С14 и оксиэтилированных амидов жирных карбоновых кислот С12-С18 в массовом соотношении 1:1, воду и дополнительно - сульфированный битум при следующем соотношении компонентов, мас.%: ксантановый биополимер 0,2-0,4; модифицированный крахмал 0,5-3; оксид магния 0,5-1; указанный кремнийсодержащий реагент 0,55-2,0; указанный поверхностно-активный реагент 0,3-0,7; сульфированный битум 0,5-2; вода остальное. Биополимерный буровой раствор может дополнительно содержать утяжелитель. Биополимерный буровой раствор может дополнительно содержать, по крайней мере, один компонент из группы, включающей силикат натрия 0,05-0,7 мас.%, гидроксиэтилцеллюлозу 0,1-0,3 мас.%, глинопорошок марки ППБ 2-4 мас.%. 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 пр.
Пеноцементный тампонажный материал // 2654112
Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазовых скважин, а именно к вспененным тампонажным материалам, применяемым при креплении обсадных колонн. Технический результат заключается в снижении реологических и фильтрационных свойств тампонажного раствора, а также в повышении его растекаемости и стабильности, при одновременном повышении прочности образующегося тампонажного камня. Пеноцементный тампонажный материал включает портландцемент, ускоритель схватывания - водорастворимые соли кальция, гидроксиэтилцеллюлозу, пенообразующее поверхностно-активное вещество ПАВ - оксиэтилированные жирные спирты, добавку и воду, при этом в качестве добавки материал содержит адгезионную добавку - латекс редиспергируемый, и понизитель водоотдачи - полимер на основе 2-акрил-2-метилпропан сульфокислоты, а в качестве ПАВ - оксиэтилированные жирные спирты со степенью оксиэтилирования 6-12 и числом метиленовых групп 10-20, при следующем соотношении компонентов, мас.ч: портландцемент 100; ускоритель схватывания 1,0-3,0; гидроксиэтилцеллюлоза 0,1-0,2; указанное ПАВ 0,2-0,4; указанная адгезионная добавка 1,0-5,0; указанный понизитель водоотдачи 0,4-0,6; вода 48-50. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 6 з.п. ф-лы, 3 табл.
Изобретение относится к ингибиторам гидратации глин, используемым в составе буровых растворов на водной основе (глинистых и безглинистых, пресных и мнерализованных) для строительства наклонно-направленных, преимущественно, с углом наклона более 70°, и горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых терригенных отложений. Технический результат - обеспечение универсальности ингибитора за счет возможности использования его для любых типов буровых растворов на водной основе, при одновременном повышении у последних ингибирующих, кольматирующих, смазочных свойств и обеспечении стабильности, с приданием при этом возможности использования обработанных буровых растворов для бурения скважин с зенитным углом более 70°. Комплексный ингибитор гидратации глин для буровых растворов включает, об. %: эмульгатор прямых эмульсий - оксиэтилированные спирты и/или алкилфенолы 2,3-3,3; углеводородная фаза 62,9-78,1; битумная эмульсия, модифицированная методом сульфирования, 7,8-12,6; насыщенный водный раствор соли калия (в пересчете на сухое вещество) 11,7-21,2, причем объемное соотношение указанной битумной эмульсии к углеводородной фазе составляет 1 : (5-10) соответственно. 6 з.п. ф-лы, 4 табл., 1 пр.
Изобретение относится к области бурения скважин в интервалах, представленных неустойчивыми глинистыми отложениями. При осуществлении способа проводят построение геомеханической модели устойчивости ствола по пробуренным на месторождении скважинам путем установления вертикального напряжения, порового давления, минимального и максимального горизонтального напряжения и их ориентации, прочностных и упругих свойств горных пород. Далее выполняют расчет устойчивости ствола проектной скважины и устанавливают «безопасное окно» плотности бурового раствора (БР), включая эквивалентную плотность циркуляции. Затем проводят испытание на одноосное сжатие образцов керна ранее пробуренной скважины этого месторождения в исходном состоянии, а также в среде БР различного состава, но по плотности входящих в ранее определенное «безопасное окно» плотности, с установлением при этом коэффициента разупрочнения и степени снижения сил сцепления в матрице породы. Производят гидравлический расчет процесса промывки скважины с учетом конструкции скважины с учетом кавернометрии; характеристики компоновки низа бурильной колонны, траектория скважины, порового давления и давления гидроразрыва; геотермического градиента; упругих свойств горных пород, скорости движения инструмента в стволе скважины; реологических параметров. Выбор БР осуществляют исходя из двух условий: раствор обеспечивает сохранение прочностных свойств образцов керна на уровне исходного состояния, а также его пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига не превышают максимальных значений. Повышается точность выбора бурового раствора. 1 з.п. ф-лы, 5 табл.
Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности к облегченным тампонажным растворам, используемым при цементировании надпродуктивных интервалов газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, преимущественно, с большим газовым фактором, например более 100 м3/т. Технический результат - разработка двух вариантов облегченного тампонажного материала с высокими газоблокирующими свойствами при одновременном обеспечении оптимальных требуемых свойств для качественного цементирования надпродуктивных интервалов в условиях низких и нормальных температур, а именно низкий объем фильтрации при низкой скорости фильтрации и регулируемое время формирования статического напряжения сдвига. Тампонажный материал по одному варианту содержит, масс.ч.: портландцемент тампонажный ПЦТ 1G-CC-1 80,0-87,0, алюмосиликатные полые микросферы 10,0-15,0, стабилизирующая добавка редиспергируемый сополимер винилацетата и акрилата 3,0-5,0, понизитель фильтрации - оксиэтилцеллюлоза 0,2-0,3, пластификатор- полиэфиркарбоксилаты или вещество, активной составляющей которого является сульфированный меламинформальдегид 0,1-0,2, пеногаситель - модифицированный, кремнеорганический реагент ПОЛИЦЕМ ДФ 0,2-0,3, ускоритель сроков схватывания хлористый кальций 2,0-3,0, вода - остальное, при этом суммарное массовое содержание сухой смеси портландцемента, алюмосиликатных полых микросфер и стабилизирующей добавки составляет 100 масс.ч.; а по второму варианту облегченный газоблокирующий тампонажный материал содержит, масс.ч.: портландцемент тампонажный ПЦТ 1G-CC-1 76,0-86,0, алюмосиликатные полые микросферы, 10-16, стабилизирующая добавка редиспергируемый сополимер винилацетата и акрилата 3,0-6,0 и - реагент Conmix H2Ostop, активным действующим компонентом которого является силикат натрия 1,0-2,0, понизитель фильтрации - оксиэтилцеллюлоза 0,1-0,2, пластификатор - вещество, активной составляющей которого является сульфированный меламинформальдегид 0,1-0,2, пеногаситель - модифицированный кремнеорганический реагент ПОЛИЦЕМ ДФ 0,2-0,3 ускоритель сроков схватывания - этилсиликат-конденсат 0,5-2,0, вода 57-60, при этом суммарное массовое содержание сухой смеси портландцемента, алюмосиликатных полых микросфер, редиспергируемого сополимера винилацетата и акрилата и реагента Conmix H2Ostop составляет 100 масс.ч. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.
Изобретение относится к области горного дела, в частности к технологии бурения скважин, при наличии в разрезе интервалов поглощений промывочных жидкостей (буровых растворов)
