Состав для изоляции кавернозной части ствола скважин, преимущественно пологих и горизонтальных


 


Владельцы патента RU 2418029:

Общество с ограниченной ответственностью "Пермский научно-исследовательский и проектный институт нефти" (ООО "ПермНИПИнефть") (RU)

Изобретение относится к области строительства и капитального ремонта скважин. Технический результат - повышение ингибирующих и адгезионных свойств состава для изоляции при одновременном снижении технологического риска при производстве работ за счет сохранения текучести состава в течение не менее 5 часов после смешивания компонентов при условии его постоянного перемешивания, повышение технологичности за счет использования порошкообразных продуктов, расширение реагентной базы и сокращения времени приготовления. Состав для изоляции кавернозной части ствола скважин, преимущественно, пологих и горизонтальных, содержит, мас.%: порошкообразный сульфированный меламинформальдегидный продукт 38,5-49,5; отвердитель (в пересчете на сухое вещество): хлорид алюминия 1,8-3,6 или сульфат алюминия 3,8-4,2, или кислота муравьиная 0,8-2,6, или соляная кислота 1,3-3,6; пластификатор - смесь диоксановых спиртов с массовой долей гидроксильных групп в пределах 15-36 мас.% (в пересчете на сухое вещество) 5,0-20,0; минерализованную воду с плотностью не менее 1030 кг/м3 остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 з.п. ф-лы, 2 табл.

 

Изобретение относится к области строительства и капитального ремонта скважин, в частности к рецептурам составов, рекомендуемым для этих целей, и может быть использовано для изоляции неустойчивой кавернозной части ствола скважины преимущественно при бурении пологих и горизонтальных скважин, а также изоляции зон поглощений или ограничения водопритока в процессе бурения и ремонта скважин.

Основными требованиями к составам для изоляции неустойчивой кавернозной части ствола являются следующие:

- регулируемое время отверждения;

- ингибирующее действие на неустойчивые породы;

- высокая адгезия к породе и полнообъемность отверждения для создания водонепроницаемого экрана;

- совместимость с буровым раствором.

При изоляции каверн в скважинах с большими зенитными углами (пологими и горизонтальными) дополнительными требованиями к указанным составам являются:

- практически одинаковая плотность изоляционного состава и бурового раствора для предотвращения седиментационных явлений и растекания в пологом и горизонтальном стволе до начала отверждения;

- время потери текучести состава не должен превышать время между доставкой состава к изолируемому интервалу, время вытеснения бурового раствора из каверны и заполнения ее изоляционным составом;

- прочность отвержденного состава не должна превышать прочность пород с целью исключения возможности забуривания второго ствола при разбуривании изоляционного моста. Это часто происходит при использовании изоляционных составов на основе портландцемента, особенно при строительстве пологих и горизонтальных скважин.

Известен ряд составов для изоляции зон осложнения в скважинах, основным компонентом которых является портландцемент с добавками (Патент РФ №2161240, опубл. 27.12.2000; Л.М.Ивачев. Промывка и тампонирование геологоразведочных скважин. М.: Недра, 1989, с.169-171).

Однако указанные известные составы недостаточно эффективны, т.к. характеризуются низкими изолирующими свойствами в отношении кавернозной части ствола скважины, ввиду несовместимости с фильтрационной коркой, формирующейся на стенках скважины при бурении, вследствие чего отсутствует адгезия состава к породе.

Кроме того, тампонажные составы на основе портландцемента обладают высокой плотностью, значительно выше плотности глинистого бурового раствора, вследствие чего происходит проседание цементного моста с образованием канала у стенки скважины, что делает изоляцию некачественной. Особенно это проявляется в скважинах с большими зенитными углами.

Вместе с этим при попадании цементного состава в буровой раствор происходит значительное ухудшение свойств последнего: повышение фильтрационных и структурно-реологических показателей, что приводит к необходимости полной или частичной замены бурового раствора и повышает затраты времени и средств на проведение изоляционных работ.

Существенный недостаток составов на основе цемента - это необходимость корректировки рецептуры состава непосредственно перед проведением изоляционных работ, т.к. портландцемент меняет свои свойства во времени в результате слеживания. Кроме того, на скорость твердения и время потери текучести оказывает влияние температура, минерализация и другие факторы.

Безцементные изоляционные составы, в частности твердеющие составы на основе аминоальдегидных смол, являются более перспективными с точки зрения использования их в качестве изоляционных материалов, т.к. лишены ряда вышеуказанных недостатков цементных составов.

Так известен состав для крепления неустойчивых пород, включающий мочевинофурфуролформальдегидную смолу и кислотный отвердитель - щавелевую или ортофосфорную кислоту (Авт. свид. СССР №509691, 1971). Однако указанный известный состав обладает недостаточными изолирующими свойствами в отношении кавернозной части ствола скважины ввиду повышенного водоотделения и усадки при твердении. Кроме того, этот состав имеет низкую совместимость с буровым раствором, т.к. при попадании в буровой раствор вызывает коагуляционные изменения, что приводит к значительному возрастанию фильтрационных и структурно-реологических свойств бурового раствора. Кроме того, известный указанный состав не обладает ингибирующим действием на глинистые породы.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по назначению и совокупности признаков является гелеобразующий тампонажный состав для изоляции кавернозной части ствола скважины, содержащий, в мас.%: меламиноформальдегидную смолу МФ-АР - 100; сульфат алюминия - 0,60-0,75 и воду 11,40-14,25 (Авт. свид. СССР №1724855, 1990). Указанный известный состав характеризуется устойчивостью к размывающему действию бурового раствора, высокими изолирующими свойствами в отношении кавернозной части за счет практически нулевого водоотделения, низкой проницаемости и отсутствия усадки образующегося геля. При этом он совместим с буровым раствором.

Недостатками этого известного состава являются:

- недостаточно высокая эффективность изоляционных работ в горизонтальном стволе скважины;

- низкая плотность состава (1080-1100 кг/м3), что обусловливает необходимость регулирования его плотности за счет утяжелителя, в качестве которого используют смесь барита и глинопорошка. Но при дополнительном вводе утяжелителя снижается эффективность изоляционных свойств из-за резкого увеличения структурно-реологических свойств состава сразу же после приготовления и снижения его прочности, повышения склонности к размыванию буровым раствором;

- высокая вязкость после приготовления, что затрудняет его закачку в изолируемую часть ствола скважины и не обеспечивает полное вытеснение бурового раствора из каверны, особенно в горизонтальном и пологом участке ствола скважины, где скапливается выбуренный шлам;

- недостаточно высокие адгезионные свойства;

- недостаточные ингибирующие свойства по отношению к неустойчивым породам;

- низкая технологичность, т.к. используемая смола марки МФ-АР в товарном виде представляет собой замерзающую при температуре ниже 4°C жидкость, что ограничивает ее применение в зимнее время и требует дополнительного оборудования для проведения изоляционных работ. Кроме того, срок годности смолы МФ-АР (как и других аминоальдегидных смол, выпускаемых в жидком виде) не превышает 1 месяца, после чего она необратимо полимеризуется и уже не может быть использована для приготовления состава; кроме этого концентрация отвердителя изменяется в узких пределах (0,6-0,75%), что увеличивает вероятность не достичь поставленной цели в промысловых условиях;

- повышенный технологический риск при производстве работ, связанный с тем, что время потери текучести и гелеобразования (твердения) состава зависит только от концентрации компонентов, и после ввода отвердителя в смолу замедлить это процесс уже невозможно.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении ингибирующих и адгезионных свойств состава при одновременном снижении технологического риска при производстве работ за счет сохранения текучести состава в течение длительного времени (не менее 5 часов) уже после смешивания компонентов при условии его постоянного перемешивания, повышении технологичности за счет использования порошкообразных продуктов, расширения реагентной базы и сокращения времени приготовления. Дополнительным результатом является обеспечение универсальности состава для различных буровых растворов.

Указанный технический результат достигается предлагаемым составом для изоляции кавернозной части ствола скважин, преимущественно, пологих и горизонтальных, содержащим меламиноальдегидный продукт, отвердитель и воду, при этом согласно изобретению состав дополнительно содержит пластификатор - смесь диоксановых спиртов с массовой долей гидроксильных групп в пределах 15-36 мас.%, в качестве меламиноальдегидного продукта он содержит порошкообразный сульфированный меламинформальдегидный продукт, в качестве отвердителя - хлорид или сульфат алюминия, или соляную или муравьиную кислоту, а в качестве воды - минерализованную воду с плотностью не менее 1030 кг/м3, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Порошкообразный сульфированный

меламинформальдегидный продукт 38,5-49,5
Отвердитель (в пересчете на сухое вещество):
хлорид алюминия 1,8-3,6

или

сульфат алюминия 3,8-4,2

или

кислота муравьиная 0,8-2,6

или

соляная кислота 1,3-3,6
Указанный пластификатор
(в пересчете на сухое вещество) 5,0-20,0
Указанная вода остальное.

В качестве порошкообразного сульфированного меламинформальдегидного продукта он содержит реагент марки Цемпласт МФ или Peramin SMF, или Melment F.

В качестве пластификатора - смеси диоксановых кислот с массовой долей гидроксильных групп в пределах 15-36 мас.%, состав содержит реагент марки БУРФЛЮБ-БТ или ДСПБ-БС, или Флотореагент - оксаль.

Состав дополнительно содержит адгезионную добавку - редисперсионный латексный порошок, представляющий собой сополимер винилацетата и версатата или акрилата, в количестве 1,0-5,0 мас.%.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет следующего.

Благодаря использованию в предлагаемом составе сульфированного меламинформальдегидного продукта в совокупности с одним из предложенных отвердителей и минерализованной водой с плотностью не менее 1030 кг/м3, по-видимому, происходит физико-химическое взаимодействие сульфогрупп с катионами металлов, содержащимися в минерализованной воде (замена водорода в сульфогруппе на катион металла), а кислых отвердителей - по известным механизмам, с образованием метиленовых связей между преполимерами с образованием сетчатой структуры и отверждением, в результате чего обеспечивается более плавное безусадочное отверждение полимера.

Дополнительное введение в заявляемый состав пластификатора в виде смеси диоксановых спиртов с массовой долей гидроксильных групп в пределах 15-36 мас.% обеспечивает, по-видимому, следующий химизм воздействия: за счет образования водородных связей при взаимодействии гидроксильных спиртовых групп пластификатора и свободных сульфогрупп и аминогрупп полимера (сульфированного меламинформальдегидного продукта) происходит частичная гидрофобизация поверхности этого порошкообразного продукта и предотвращение образования так называемых «рыбьих глаз», вследствие более равномерного взаимодействия продукта и воды и, вследствие этого, более быстрого растворения полимера. При этом дополнительный ввод водонерастворимых диоксановых спиртов в заявляемом количественном соотношении не изменяет необходимого соотношения отвердитель-меламинформальдегидный продукт, и не влияет на сроки потери текучести и свойства получаемого состава.

Использование минерализованной воды заявленной плотности позволяет не только получить состав с необходимой плотностью без использования специальных утяжелителей, но и снижает гидрофильность полимера, что способствует более равномерному взаимодействию полимера и воды и ускоряет растворение полимера.

Присутствие пластификатора в предлагаемом составе в указанных концентрациях не влияет на скорость потери текучести состава и время его отверждения, но значительно ускоряет время приготовления состава за счет гидрофобизации сульфированного меламинформальдегидного продукта и предупреждения образования комков при растворении в воде, а также существенно снижает стоимость 1 кубометра состава (сульфированный меламин в 2-3 раза дороже указанных спиртов). Было установлено, что без заявляемого пластификатора растворение сульфированного меламинформальдегидного продукта происходит в течение не менее 15 часов, а при использовании пластификатора - в течение 1-2 часов.

Кроме того, было установлено, что при повышенном содержании отвердителя (такая ситуация может возникнуть в промысловых условиях, когда буровая бригада готовит состав для изоляции в больших объемах, используя в качестве меры веса мешки и недостаточно точно придерживаясь рецептуры) в известных составах обычно быстрое отверждение происходит с отделением воды, а в заявляемом составе при несколько повышенном содержании отвердителя (такое может также происходить ввиду вышеизложенного) при твердении частично отделяется пластификатор, который оказывает гидрофобизирующее действие на глинистые породы. Указанный эффект был установлен экспериментальным путем.

Для усиления адгезионных свойств в предлагаемый состав можно дополнительно добавить редисперсионный латексный порошок, представляющий собой сополимер винилацетата и версатата или акрилата. Влияние этой добавки обусловлено, по-видимому, химизмом взаимодействия всех компонентов, присутствующих в изоляционном составе, и солей, присутствующих в буровом растворе и соответственно в фильтрационной корке на поверхности стенок ствола скважины (на поверхности каверны).

Таким образом, поставленный технический результат обеспечивается за счет совокупности предлагаемых компонентов в составе и их количественного соотношения. Все компоненты являются совместимыми друг с другом и обеспечивают получение синергетического эффекта в плане усиления ингибирующих, адгезионных свойств и повышения технологичности.

Для приготовления заявляемого изоляционного состава в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

1. Порошкообразные сульфированные меламинформальдегидные продукты (суперпластификаторы), например, марок Цемпласт МФ по ТУ 2223-011-40912231-2003; PERAMIN SMF и MELMENT F 10 (по импорту выпускаются немецкой фирмой SKW Polymers);

2. Пластификатор - смесь диоксановых спиртов с массовой долей гидроксильных групп в пределах 15-36%: БУРФЛЮБ-БТ, ТУ 2452-018-40912231-2003; ДСПБ-БС, ТУ 2452-002-52412574-00, Флотогеагент-оксаль по ТУ 2452-029-05766801-94;

3. Отвердитель (инициатор отверждения): кислота муравьиная по ТУ 6-09-5174-84; кислота соляная по ГОСТ 3118-77; хлорид алюминия по ГОСТ 3759-75; сульфат алюминия по ГОСТ 3758-75;

4. Редисперсионный латексный порошок, сополимер винилацетата и версатата или акрилата, например, Адгезил, ТУ 2257-035-40912231-2005, RHOXIMAT PAV 23, NEOLITH P 4400, NEOLITH P 6300 (по импорту);

5. Вода минерализованная (пластовая) плотностью не менее 1030 кг/м3.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером.

Пример. Для получения заявляемого изоляционного состава к 624 мл пластовой воды плотностью 1100 кг/м3 добавляли 70 г пластификатора - БУРФЛЮБ-БТ, перемешивали 0,25 ч на лабораторной мешалке при 1000 об/мин, добавляли 500 г порошкообразного сульфированного меламинформальдегидного продукта - Цемпласт МФ, перемешивали 1 ч, затем добавили 34 г отвердителя - хлорида алюминия (можно его использовать и в виде 20%-ного водного раствора в количестве 170 г), перемешивали 0,25 ч, и получали предлагаемый состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: Цемпласт МФ - 38,8; пластификатор БУРФЛЮБ-БТ - 5,4; отвердитель AlCl3 (в пересчете на сухое вещество) - 2,6; минерализованная вода плотностью 1100 кг/м3 - 53,2.

Составы с другим содержанием компонентов готовят аналогичным образом. Для приготовления предлагаемого состава отвердители могут использоваться в виде водных растворов.

Для усиления адгезионных свойств в предлагаемый состав рекомендуется добавлять сополимер винилацетата и версатата или акрилата в количестве 1,0-5,0 мас.%.

Заявляемый состав был испытан в лабораторных условиях. При этих испытаниях определяли свойства состава после приготовления и свойства образующегося геля, в частности:

- плотность (кг/м3),

- время потери текучести (ч-мин) определяли на консистометре модели ZM 1002 производства ООО «ЗИП-Магнитоника». Стандартный прибор предназначен для определения сроков загустевания и сроков схватывания тампонажных материалов методом измерения его вязкости (консистенции) в условиях, приближенных к внутрискважинным,

- водоотделение (%) определяли визуально,

- усадку (%), через сутки после выдержки образцов в специальной форме в воздушно-влажном состоянии в кристаллизаторе с водой,

- адгезию, которую измеряли на ручном гидравлическом прессе 3851 модель C, USA, CARVER. Специальные формы. Приготовленный состав заливали в специальные формы, предварительно обезжиренные спиртом или ацетоном, формы ставили в емкость с водой и после потери текучести состава емкость закрывали, чтобы твердение проходило во влажно-воздушном состоянии. Через 3 суток определяли адгезию. На манометрах снимается усилие, создаваемое прессом, при котором происходит страгивание состава относительно стенок формы. Расчет ведется по формуле

P=Rcp×4,25, МПа

где Rcp - среднее получаемое усилие на манометре в метрических тоннах;

P - расчетное давление (адгезия)

P=Rcp×1000:S:10, МПа

S - боковая площадь образца при использовании резиновой формы (диаметр=2,5 см; h=3,0 см)=23,55 см2;

- влияние на свойства малоглинистого и безглинистого бурового раствора;

- ингибирующее влияние на глинистые породы, причем ингибирующие свойства определяли по степени эрозии шлама в среде бурового раствора, в который добавили 5% состава для изоляции. Шлам выдерживали в буровом растворе с добавкой состава в течение 16 часов при температуре 75°C.

В таблице 1 приведены данные о компонентном содержании и свойствах известного и предлагаемого составов для изоляции.

В таблице 2 приведены данные о влиянии предлагаемого состава для изоляции на показатели свойств безглинистых и малоглинистых буровых растворов и ингибирующее воздействие на образцы керна из неустойчивых интервалов.

Данные, приведенные в таблицах 1 и 2, показывают, что состав для изоляции кавернозной части ствола скважины характеризуется следующими свойствами:

- плотность изоляционного состава соизмерима с плотностью применяемых при строительстве скважин буровых растворов (1200-1336 кг/м3), что исключает седиментационные явления, растекание и проседание изоляционного моста после твердения, что особенно важно в пологих и горизонтальных участках ствола скважины;

- время потери текучести изменяется в пределах от 50 мин до 3-х часов, т.е. находится в пределах технологически необходимого времени закачки состава в изолируемый интервал и вытеснения его из изолируемого интервала;

- время потери текучести состава после ввода всех компонентов может при необходимости увеличиваться путем постоянного перемешивания, т.к. состав теряет текучесть и начинает затвердевать только при покое, что снижает технологический риск при производстве изоляционных работ;

- водоотделение 0%;

- усадка через сутки после выдержки образцов в специальной форме в воздушно-влажном состоянии равна 0;

- адгезия равна 0,31-0,39 МПа, что в 10 раз больше, чем у известного;

- изоляционный состав в количестве до 10% не оказывает отрицательного влияния на структурно-реологические свойства безглинистого и малоглинистого бурового раствора, при этом оказывает положительное влияние на фильтрационные свойства этих растворов (таблица 2);

- при попадании в буровой раствор предлагаемый состав повышает ингибирующие свойства бурового раствора по отношению к неустойчивым глинистым породам (эрозия шлама снижается на 20-36% по отношению к составу без добавок изоляционного состава).

Наряду с вышеуказанным, повышается технологичность предлагаемого состава за счет использования порошкообразных продуктов, расширения реагентной базы и сокращения времени приготовления.

Таблица 2
Данные о влиянии предлагаемого состава на показатели свойств безглинистых и малоглинистых буровых растворов и ингибирующее воздействие на образцы керна из неустойчивых интервалов
№ п/п Состав раствора ФΔ0,7, см3/30 мин Gel, lb/100 ft2 ηпл., мПа·с τ0, дПа Эрозия, %
1 ББР (0,3% Реоцел+0,5% Синтал+1,5% крахмала+5% KCl+15% NaCl) 15 2/3 20 120,4 5,0
2 Раствор 1+5% состава 2 (табл.1) 10 2/3 21 124,0 3,8
3 Раствор 1+10% состава 12 (табл.1) 7,5 3/5 22 135,2 3,2
4 МГБР (3% ППБ+0,3% ПАЦ+0,5% Синтал+0,5% Р-СИЛ+5% KCl) 20 6/8 12 48,0 4,9
5 Раствор 4+5% состава 7 (табл.1) 16 8/10 13 52,0 3,8
6 Раствор 4+7% состава 10 (табл.1) 14 7/9 14 57,6 3,9
Примечание: ББР - безглинистый буровой раствор; МГБР - малоглинистый буровой раствор;
ППБ - порошок палыгорскитовый марки Б; ПАЦ - полианионная целлюлоза;
ФΔ0,7 - показатель фильтрации; Gel, lb/100 ft2 - прочность геля; ηпл - пластическая вязкость; τ0 - динамическое напряжение сдвига.

1. Состав для изоляции кавернозной части ствола скважин, преимущественно пологих и горизонтальных, содержащий меламиноальдегидный продукт, отвердитель и воду, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит пластификатор - смесь диоксановых спиртов с массовой долей гидроксильных групп в пределах 15-36 мас.%, в качестве меламиноальдегидного продукта он содержит порошкообразный сульфированный меламинформальдегидный продукт, в качестве отвердителя - хлорид или сульфат алюминия или соляную или муравьиную кислоту, а в качестве воды - минерализованную воду с плотностью не менее 1030 кг/м3, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Порошкообразный сульфированный
меламинформальдегидный продукт 38,5-49,5

Отвердитель (в пересчете на сухое вещество):
хлорид алюминия 1,8-3,6

или
сульфат алюминия 3,8-4,2

или
кислота муравьиная 0,8-2,6

или
соляная кислота 1,3-3,6
Указанный пластификатор
(в пересчете на сухое вещество) 5,0-20,0
Указанная вода остальное

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве порошкообразного сульфированного меламинформальдегидного продукта он содержит реагент марки Цемпласт МФ, или Peramin SMF, или Melment F.

3. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве пластификатора - смеси диоксановых кислот с массовой долей гидроксильных групп в пределах 15-36 мас.%, он содержит реагент марки БУРФЛЮБ-БТ или ДСПБ-БС или Флотореагент - оксаль.

4. Состав по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит адгезионную добавку - редисперсионный латексный порошок, представляющий собой сополимер винилацетата и версатата или акрилата, в количестве 1,0-5,0 мас.%.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к расширяющемуся тампонажному материалу и может найти применение при креплении нефтяных и газовых скважин в диапазоне температур от 22 до 110°С.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта с поровым и трещинно-поровым коллекторами терригенного состава с глинисто-карбонатным цементом.

Изобретение относится к области извлечения углеводородов из подземного пласта, а более конкретно - к удалению жидкостей для обработки на водной основе, содержащих вязкоупругие поверхностно-активные вещества ВУПАВ, используемых во время операций извлечения углеводородов.

Изобретение относится к композиции и способу для очистки части подземного ствола скважины и обсадной колонны перед цементированием. .

Изобретение относится к композиции и способу для очистки части подземного ствола скважины и обсадной колонны перед цементированием. .
Изобретение относится к составу цементного раствора и к способу цементирования скважин с его использованием. .

Изобретение относится к разобщению подземных пластов и, более конкретно, к способам закупорки проницаемой зоны в стволе скважины. .

Изобретение относится к защите окружающей среды и может быть использовано для очистки нефтешлама, нефтезагрязненного грунта и почвы в местах добычи и переработки нефти, при аварийных ситуациях на нефтепроводах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину, в том числе в высокотемпературную скважину.

Изобретение относится к вязкоупругой композиции для загущения, образования гелей и в качестве поверхностно-активного вещества. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины
Изобретение относится к добыче нефти и газа и направлено на снижение пожарной опасности, токсичности, а также на сохранение продуктивности скважины после ремонта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для приготовления облегченных тампонажных цементных растворов при цементировании обсадных колонн, газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин

Изобретение относится к сферическим керамическим элементам, таким как расклинивающие агенты, для поддержания проницаемости в подземных формациях, чтобы облегчить добычу из них нефти и газа
Изобретение относится к области горного дела, в частности к технологии бурения скважин, при наличии в разрезе интервалов поглощений промывочных жидкостей (буровых растворов)
Изобретение относится к способу приготовления наноэмульсий вода в масле или масло в воде, в котором дисперсная фаза распределена в дисперсионной фазе в виде капель, имеющих диаметр от 1 до 500 нм, включающему: 1) приготовление гомогенной смеси (1) вода/масло, характеризующейся поверхностным натяжением менее 1 мН/м, включающей воду в количестве от 30 до 70 масс.%, по меньшей мере два поверхностно-активных вещества с различным ГЛБ, выбираемыми из неионных, анионных, полимерных поверхностно-активных веществ, причем указанные поверхностно-активные вещества присутствуют в таком количестве, чтобы сделать смесь гомогенной; 2) разбавление смеси (1) в дисперсионной фазе, состоящей из масла или воды с добавлением поверхностно-активного вещества, выбираемого из неионных, анионных, полимерных поверхностно-активных веществ, причем количество дисперсионной фазы и поверхностно-активного вещества является таким, чтобы получить наноэмульсию с ГЛБ, отличающимся от ГЛБ смеси (1)
Изобретение относится к уплотнению относительно неуплотненных частей в подземном пласте и уменьшению выноса расклинивающего уплотнителя из трещины в скважину
Изобретение относится к уплотнению относительно неуплотненных частей в подземном пласте и уменьшению выноса расклинивающего уплотнителя из трещины в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки призабойной зоны фациально-неоднородных низкопроницаемых коллекторов добывающих и нагнетательных скважин

Изобретение относится к составу для приготовления жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью, который может быть использован в нефтегазодобывающей промышленности для глушения и ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, для разбуривания соленосных отложений, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов
Наверх