Реагент для обработки технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин


 


Владельцы патента RU 2456323:

Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение ингибирующих свойств технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин, расширение ассортимента ингибиторов глин. Реагент для обработки технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин, включает смесь из 8-оксихинолина и сульфаминовой кислоты при мольном соотношении 1:1 соответственно. 3 табл., 20 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к реагентам для обработки технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин.

Анализ существующего уровня техники показал следующее:

- известен реагент для обработки бурового раствора (ингибирующий реагент) - нитрилотриметиленфосфоновая кислота (НТФ) (см. Новые высокоингибированные буровые растворы/ Обз. инф. сер. «Техника и технология бурения скважин», вып.13. - М.: ВНИИОЭНГ, 1988. - с.12-21).

Недостатком являются невысокие ингибирующие свойства буровых растворов, обработанных указанным реагентом. Это обусловлено следующими причинами: НТФ является эффективным разжижителем пресных буровых растворов. Обработка бурового раствора НТФ даже при его низких концентрациях приводит к разжижению бурового раствора, что требует дополнительного введения загущающих добавок, а следовательно, приводит к удорожанию проводимых работ по бурению скважин.

Снижение степени набухания глинистых минералов происходит при одновременной обработке бурового раствора реагентами НТФ и гидроксидом или карбонатом натрия. Оптимальное значение кислотности раствора необходимо поддерживать на уровне 8,5, что требует дополнительно введения вышеуказанных реагентов и, следовательно, приводит к удорожанию проводимых работ по бурению скважин. В ряде случаев при высоком содержании глины в буровом растворе НТФ не всегда способствует снижению статического напряжения сдвига бурового раствора до значений, необходимых для проведения работ.

Кроме того, на эффективность применения реагента большое влияние оказывает наличие ионов кальция, наличие которых в буровом растворе резко снижает ингибирующую способность НТФ. Соли кальция часто применяют при бурении скважин в составе буровых растворов в качестве антифризов, в составе тампонажных растворов - в качестве добавок, регулирующих сроки их схватывания. При разбуривании цементного стакана ионы кальция попадают в буровой раствор. Для связывания ионов кальция требуется дополнительная обработка бурового раствора карбонатом натрия, что увеличивает стоимость работ по бурению скважин.

Буровой раствор с добавлением реагента НТФ не способствует флокуляции тонкоизмельченных выбуренных пород, которые, находясь в растворе в виде инертного наполнителя, повышают содержание твердой фазы, что отрицательно сказывается на технико-экономических показателях бурения.

В качестве прототипа взят ингибитор разупрочнения и диспергирования горных пород (авт. свид. СССР №861387 от 25.12. 1979 г. по кл. C09K 7/02, опубл. 07.09.1981 г., Бюл. №33), в котором в качестве ингибитора разупрочнения и диспергирования горных пород, слагающих стенки скважины, в среде бурового раствора в процессе бурения, применяют смесь алифатических аминов (в виде оснований). Согласно описанию применяют данную смесь в количестве 1-3% по весу от объема бурового раствора.

Недостатком указанного ингибитора являются невысокие ингибирующие свойства буровых растворов при обработке их указанным реагентом.

Алифатические амины являются токсичными веществами, обладающими общетоксическим и раздражающим действием. Класс опасности данных веществ - II (опасные вещества).

Согласно описанию используют смесь алифатических аминов в виде оснований со средним числом углеводородных атомов, равным 15: C12H25NH2+C18H37NH2. Смесь хорошо растворима в углеводородах типа бензинов, нефти, а следовательно, имеет гидрофобные свойства, что является причиной малой растворимости в воде и гидрофильных буровых растворах на водной основе. При обработке растворов данной смесью буровой раствор будет представлять собой грубодисперсную эмульсию, склонную к расслаиванию. Граница контакта в системе «глобулы алифатического амина из бурового раствора - глинистые частицы» будет мала, следовательно, эффективность снижения набухаемости будет низкой.

Поверхность набухшей глины гидрофильна, следовательно, смачиваемость ее смесью алифатических аминов будет затруднена, в результате чего это также будет способствовать снижению ингибирующих свойств бурового раствора.

Кроме того, при обработке смесью технологических жидкостей, применяемых при капитальном ремонте скважин из-за разницы в плотностях, технологические жидкости для капитального ремонта скважин, в частности жидкости глушения, будут расслаиваться, аминная фаза будет находиться в верхней части столба жидкости, заполняющей скважину, при этом аминная фаза не будет контактировать непосредственно с глинистыми пропластками, что увеличит набухание глинистой составляющей пласта.

Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения, сводится к следующему: повышение ингибирующих свойств технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин, расширение ассортимента ингибиторов глин.

Технический результат достигается с помощью реагента для обработки технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин, включающего смесь азотсодержащих соединений, отличающегося тем, что он в качестве смеси азотсодержащих соединений содержит смесь из 8-оксихинолина и сульфаминовой кислоты при мольном соотношении 1:1 соответственно.

Заявляемый реагент соответствует условию «новизна».

Глинистые минералы - порода, обладающая рядом уникальных свойств, важнейшими из которых являются способность к диспергированию в водной среде и набухание в ней.

Процессы, происходящие в системе технологическая жидкость - глинистая порода, сопровождаются поглощением воды с выделением энергии, приводящей к разуплотнению глинистой породы (до 30-50% и более), уменьшению сопротивления разрушению (до 70%). Кроме того, если эти породы ограничены и объемное расширение их затруднено, то развиваются внутренние напряжения набухания, достигающие значений, превышающих сопротивляемость разрушению, что служит причиной неустойчивости глинистых пород, выражающейся в сужении и кавернообразовании в стволе, затрудненной проходимости инструмента из-за осыпей и обвалов, нередко сопровождающихся прихватами бурильной колонны. Бурение скважин в таких условиях сопровождается осложнениями, преодоление которых требует больших затрат времени и в некоторых случаях приводит к прекращению углубления.

Более всего подвержены действию технологических жидкостей глины монтмориллонитовой группы, состоящие в основном из смектитовых минералов. Элементарная ячейка смектита представляет собой пакет, который состоит из двух тетраэдрических слоев, между которыми располагается октаэдрический слой. Трехслойный пакет имеет отрицательный заряд, поэтому на его поверхности располагаются положительные катионы Na+, K+, Mg2+, Ca2+, Fe2+, которые являются обменными. При набухании глинистых пород в воде вокруг обменных катионов образуются гидратные оболочки. Наибольшей набухающей способностью в воде обладает монтмориллонит, в котором главным обменным катионом является Na+.

Монтмориллонитовые глины относятся к мелкопористым сорбентам. Их структура имеет первичную и вторичную пористость. Первичная пористость обусловлена кристаллическим строением минералов, вторичные поры образованы зазорами между контактирующими частицами. При адсорбции полярных веществ решетка первичных пор расширяется, и в межпакетное пространство внедряется один или несколько слоев адсорбата. Удельная поверхность первичных пор достигает 420-470 м2/г. Преимущественный радиус вторичных пор составляет 5-10 нм, их удельная поверхность не превышает 60 м2/г.

В зависимости от свойств технологических жидкостей в глинистом пласте возможно набухание глин или их дезинтеграция. Набухание происходит под действием пресного, щелочного или слабоминерализованного раствора. Набухание, происходящее в результате гидратации глинистого материала пласта, является результатом действия адсорбционных, осмотических и капиллярных сил, удерживающих воду в структурированной системе. Большая часть удерживаемой глинистыми частицами воды находится в связанном состоянии.

Если монтмориллонитовая глина находится в виде суспензии в водном растворе и молекулы воды могут проникать между отдельными слоями ячеек, то катионы минерала свободно перемещаются и могут обмениваться с катионами, присутствующими в растворе.

Заявляемый реагент для обработки - смесь 8-оксихинолина и сульфаминовой кислоты при мольном соотношении 1:1 соответственно повышает ингибирующие свойства технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин.

8-оксихинолин практически нерастворим в воде, поэтому для перевода его в растворимое состояние в реагенте используют сульфаминовую кислоту, при этом образуется соль 8-оксихинолина

катион которой выступает в качестве обменного иона, вытесняя неорганические катионы из межплоскостного пространства глинистой породы.

Модифицирование глинистой породы 8-оксихинолином проявляется в изменении химической природы внешней и внутренней кремнекислородной поверхности частиц, вытеснении межслоевой воды и обмене катионов щелочных и щелочноземельных металлов на ион 8-оксихинолина. При взаимодействии, например, глинистой породы с 8-оксихинолином получается органоглина.

В результате протекания данных процессов уменьшается эффективный объем адсорбционного пространства, что выражается в резком снижении набухающей способности минерала.

Молекулы 8-оксихинолина влияют на вторичную пористость глинистых пород, что обусловлено следующим. За счет донорно-акцепторного взаимодействия между ионами металлов (Ca2+, Mg2+, Fe2+, Fe3+) и молекулами 8-оксихинолина образуются прочные координационные соединения. Указанные координационные соединения металлов с 8-оксихинолином являются нерастворимыми в воде веществами, которые будут препятствовать проникновению молекул воды в межслоевое пространство глинистых пород.

В таблице 1 (см. акт испытаний) приведены составы предлагаемого реагента для обработки технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин при различном мольном соотношении 8-оксихинолина и сульфаминовой кислоты.

В таблице 2 приведены данные величины степени набухания глинистой породы после контакта с водой и с заявляемым реагентом, с различным его количественным значением и различными образцами глин. Оптимальным значением является 0,5-2,0 мас.%.

На основе выполненных лабораторных исследований авторы установили усиление ингибирующих свойств технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин при обработке предлагаемым реагентом.

В таблице 3 представлены свойства различных технологических жидкостей. Технологические жидкости без заявляемого реагента используют в качестве контрольных (см. пр.№№1, 9, 17).

В примерах №№7, 15, 23 используют реагент при мольном соотношении 8-оксихинолин и сульфаминовая кислота 0,5:1 соответственно, в примерах №№№8, 16, 24 используют реагент при мольном соотношении 8-оксихинолин и сульфаминовая кислота 1:0,5.

Обработка технологических жидкостей предлагаемым реагентом при мольном соотношении 8-оксихинолин и сульфаминовой кислоты 0,5:1 соответственно нецелесообразна, так как не обеспечиваются необходимые ингибирующие свойства, а также приводит к снижению значений рН среды, что увеличит коррозионные процессы в скважине. Обработка технологических жидкостей предлагаемым реагентом при мольном соотношении 8-оксихинолин и сульфаминовой кислоты 1:0,5 соответственно нецелесообразна, так как реагент содержит достаточно большое количество не прореагировавшего 8-оксихинолина, что приводит к снижению ингибирующий свойств технологических жидкостей, как следствие, повысится степень набухания глинистых пород.

Таким образом, применение используемых ингредиентов в рецептуре реагента в указанном мольном соотношении обеспечивает достижения заявляемого технического результата.

Не выявлены по имеющимся источникам известности технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату.

Заявляемый реагент для обработки технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин, соответствует условию «изобретательского уровня».

Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами.

Примеры (лабораторные).

Таблица 1.

Пример 1 Для приготовления 1000 г реагента 600 г 8-оксихинолина смешивают с 400 г сульфаминовой кислоты. Мольное соотношение составляет 1:1 соответственно. Приготовленную смесь тщательно перемешивают.

Примеры 2-5 выполняют аналогично примеру 1, изменяя мольное соотношение.

Таблица 3.

Пример 2.

Обрабатывают реагентом различные технологические жидкости, применяемые в бурении и капитальном ремонте скважин.

Готовят 1000 г технологической жидкости с реагентом. Для этого в 990 мл воды (99 мас.%) растворяют 5 г биополимера SEANEC TU (0,5 мас.%). Далее вводят 5 г реагента (0,5 мас.%) при постоянном перемешивании. Определяют свойства технологической жидкости. Условная вязкость Т=49,0 с, пластическая вязкость η=9 мПа·с, динамическое напряжение сдвига τ0=54,4 дПа, статическое напряжение сдвига за 1/10 мин -16/16 дПа, водоотдача Ф=5,5 см3/30 мин, коэффициент нелинейности n=0,4, степень набухания образца бентонитовой глины - 2,1.

Пример 3.

Готовят 1000 г технологической жидкости с реагентом. Для этого в 975 воды (97,5 мас.%) растворяют 5 г биополимера SEANEC TU (0,5 мас.%). Далее вводят 20 г реагента (2,0 мас.%) при постоянном перемешивании. Определяют свойства технологической жидкости: Т=45,0 с, η=13 мПа·с, τ0=67 дПа, статическое напряжение сдвига за 1/10 мин -19/19 дПа, Ф=5,0 см3/30 мин, n=0,4, степень набухания образца бентонитовой глины - 1,2.

Пример 4.

Готовят 1000 г технологической жидкости с реагентом.

Для этого в 982,5 воды (98,25 мас.%) растворяют 5 г биополимера SEANEC TU (0,5 мас.%). Далее вводят 12,5 г реагента (1,25 мас.%) при постоянном перемешивании. Определяют свойства технологической жидкости: Т=47,0 с, η=10 мПа-с, τ0=60,4 дПа, статическое напряжение сдвига за 1/10 мин -18/18 дПа, Ф=5,2 см3/30 мин, п=0,4, степень набухания образца бентонитовой глины - 1,7.

Пример 10.

Готовят 1000 г технологической жидкости с реагентом. Для этого в 625 мл воды (62,5 мас.%) растворяют 10 г биополимера МС Bioxan (1 мас.%), 242,7 мл диэтиленгликоля (25 мас.%) плотностью 1030 кг/м3, 100 г хлорида кальция (10 мас.%), 9,43 мл Морпена (1 мас.%) плотностью 1060 кг/м3. Тщательно перемешивают. Далее вводят при постоянном перемешивании 5 г реагента (0,5 мас.%).

Определяют свойства технологической жидкости: Т=100 с, η=32 мПа·с, τo=392 дПа, статическое напряжение сдвига за 1/10 мин - 34/48 дПа, Ф=3,6 см2/30 мин, степень набухания образца бентонитовой глины - 1,8.

Пример 11.

Готовят 1000 г технологической жидкости с реагентом. Для этого в 617,5 мл воды (61,75 мас.%) растворяют 10 г биополимера МС Bioxan (1 мас.%), 242,7 мл диэтиленгликоля (25 мас.%) плотностью 1030 кг/м3, 100 г хлорида кальция (10 мас.%), 9,43 мл Морпена (1 мас.%) плотностью 1060 кг/м3. Тщательно перемешивают. Далее вводят при постоянном перемешивании 12,5 г реагента (1,25 мас.%).

Определяют свойства технологической жидкости: Т=96 с, η=32 мПа·с, τo=394 дПа, статическое напряжение сдвига за 1/10 мин - 30/48 дПа, Ф=3,8 см3/30 мин, степень набухания образца бентонитовой глины - 1,4.

Пример 12.

Готовят 1000 г технологической жидкости с реагентом. Для этого в 610 мл воды (61 мас.%) растворяют 10 г биополимера МС Bioxan (1 мас.%), 242,7 мл диэтиленгликоля (25 мас.%) плотностью 1030 кг/м3, 100 г хлорида кальция (10 мас.%), 9,43 мл Морпена (1 мас.%) плотностью 1060 кг/м3. Тщательно перемешивают. Далее вводят при постоянном перемешивании 20 г реагента (2 мас.%).

Определяют свойства технологической жидкости: Т=94 с, η=30 мПа·с, τo=396 дПа, статическое напряжение сдвига за 1/10 мин - 34/46 дПа, Ф=4,0 см3/30 мин, степень набухания образца бентонитовой глины - 1.

Пример 18.

Готовят 1000 г технологической жидкости с реагентом. Для этого в 680 мл воды (68 мас.%) растворяют 5 г Сульфацелла (0,5 мас.%), 5 г КССБ-2 (0,5 мас.%), 4,72 мл Морпена (0,5 мас.%) плотностью 1060 кг/м3, 291,3 мл диэтиленгликоля (30 мас.%) плотностью 1030 кг/м3. Тщательно перемешивают. Далее вводят при постоянном перемешивании 5 г реагента (0,5 мас.%).

Определяют свойства технологической жидкости: Т=46 с, η=32 мПа·с, τo=142,4 дПа, статическое напряжение сдвига за 1/10 мин - 28/32 дПа, Ф=3,0 см3/30 мин, степень набухания образца бентонитовой глины - 1,8.

Пример 19.

Готовят 1000 г технологической жидкости с реагентом. Для этого в 672,5 мл воды (67,25 мас.%) растворяют 5 г Сульфацелла (0,5 мас.%), 5 г КССБ-2 (0,5 мас.%), 4,72 мл Морпена (0,5 мас.%) плотностью 1060 кг/м3, 291,3 мл диэтиленгликоля (30 мас.%) плотностью 1030 кг/м3. Тщательно перемешивают. Далее вводят при постоянном перемешивании 12,5 г реагента (1,25 мас.%).

Определяют свойства технологической жидкости: Т=45 с, η=30 мПа·с, τo=144,1 дПа, статическое напряжение сдвига за 1/10 мин - 28/32 дПа, Ф=3,0 см3/30 мин, степень набухания образца бентонитовой глины - 1,4.

Пример 20.

Готовят 1000 г технологической жидкости с реагентом. Для этого в 665 мл воды (66,5 мас.%) растворяют 5 г Сульфацелла (0,5 мас.%), 5 г КССБ-2 (0,5 мас.%), 4,72 мл Морпена (0,5 мас.%) плотностью 1060 кг/м3, 291,3 мл диэтиленгликоля (30 мас.%) плотностью 1030 кг/м3. Тщательно перемешивают. Далее вводят при постоянном перемешивании 20 г реагента (2 мас.%).

Определяют свойства технологической жидкости: Т=48 с, η=33 мПа·с, τo=139,5 дПа, статическое напряжение сдвига за 1/10 мин - 28/30 дПа, Ф=2,5 см3/30 мин, степень набухания образца бентонитовой глины - 1,2.

Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует условию «новизны, изобретательского уровня, промышленной применимости», то есть является патентоспособным.

Таблица 1
№ п/п Компонентный состав реагента, г Мольное соотношение 8-оксихинолин: сульфаминовая кислота
8-оксихинолин сульфаминовая кислота
1 60,00 40,00 1:1
2 42,86 57,14 1:2
3 75,00 25,00 2:1
4 42,86 57,14 0,5:1
5 75,00 25,00 1:0,5
Таблица 2
Характеристика породы Время нахождения в растворе, ч Степень набухания глинистой породы при содержании ингибитора, мас.%*
0 0,4 0,5 1,25 2,0 2,5
глина бентонитовая 24 6,0 5,8 4,0 1,9 1,4 1,4
глина скв. 934 Северо-Ставропольское месторождение интервал 740-745,6** 24 2,6 2,5 2,3 2,0 1,8 1,8
глина скв. 7962 Песчаное интервал 3144,8-3159,0 (чо-крак)*** 24 2,6 2,5 2,0 1,4 1,2 1,2
Таблица 3
№ п/п Компонентный состав, мас.% Свойства технологической жидкости
Условная вязкость, Т, с пластическая вязкость, η, мПа·с динамическое напряжение сдвига, τо, дПа статическое напряжение сдвига за 1/10 мин, дПа водоотдача Ф, см3/30 мин коэффициент нелинейности, степень набухания образца бентонитовой глины
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Жидкость на биополимерной основе
1 SEANEC TU - 0,5 Вода - 99,5 56,8 7,0 52,7 14/14 5,8 0,4 4,0
2 SEANECTU - 0,5 Реагент - 0,5 Вода - 99,0 49,0 9 54,4 16/16 5,5 0,4 2,1
3 SEANEC TU- 0,5 Реагент - 2,0 Вода - 97,5 45,0 13 67 19/19 5,0 0,4 1,2
4 SEANEC TU-0,5 Реагент -1,25 Вода - 98,25 47,0 10 60,4 18/18 5,2 0,4 1,7
5 SEANEC TU - 0,5 Реагент - 0,4 Вода -99,1 50,2 8 53,1 17/18 5,6 0,4 3,6
6 SEANECTU - 0,5 Реагент - 2,5 Вода - 97 38,0 14 67 19/20 5,0 0,4 1,2
Продолжение табл.3
1 2 3 4 5 6 7 8 9
7 SEANEC TU - 0,5 47,0 10 60,4 18/18 5,2 0,4 3,8
Реагент - 1,25
Вода - 82,5
8 SEANEC TU - 0,5 45,0 13 67 19/19 5,0 0,4 3,7
Реагент -2,0
Вода - 97,5
9 MC Bioxan - 1 104 34 383 33/48 3,8 - 2,0
Диэтиленгликоль - 25
Кальция хлорид - 10
Морпен - 1
Вода - 63
10 MCBioxan -1 100 32 392 34/48 3,6 - 1,8
Диэтиленгликоль - 25
Кальция хлорид -10
Морпен - 1
Реагент - 0,5
Вода -62,5
11 MC Bioxan - 1 96 32 394 30/48 3,8 - 1,4
Диэтиленгликоль - 25
Кальция хлорид - 10
Морпен - 1
Реагент -1,25
Вода -61,75
12 MCBioxan - 1 94 30 396 34/46 4,0 - 1,2
Диэтиленгликоль - 25
Кальция хлорид - 10
Морпен - 1
Реагент - 2
Вода - 61
Продолжение табл.3
1 2 3 4 5 6 7 8 9
13 MC Bioxan -1 100 32 392 34/48 3,6 - 1,9
Диэтиленгликоль - 25
Хлорид кальция - 10
Морпен - 1
Реагент - 0,4
Вода - 62,6
14 MC Bioxan - 1 92 30 394 34/46 4,2 - 1,2
Диэтиленгликоль - 25
Хлорид кальция - 10
Морпен - 1
Реагент -2,5
Вода - 60,5
15 MC Bioxan - 1 96 32 394 30/48 3,8 - 2,8
Диэтиленгликоль - 25
Хлорид кальция - 10
Морпен - 1
Реагент - 1,25
Вода -61,75
16 MC Bioxan - 1 94 30 396 34/46 4,0 - 2,7
Диэтиленгликоль - 25
Хлорид кальция - 10
Морпен - 1
Реагент - 2
Вода - 61
Полимерная безглинистая жидкость
17 Диэтиленгликоль - 30 48 33 139,5 28/30 2,5 - 2,0
Сульфацелл - 0,5
КССБ-2М - 0,5
Морпен - 0,5
Вода - 68,5
Продолжение табл.3
1 2 3 4 5 6 7 8 9
18 Диэтиленгликоль - 30 46 32 142,4 28/32 3,0 - 1,8
Сульфацелл - 0,5
КССБ-2 - 0,5
Морпен - 0,5
Реагент - 0,5
Вода - 68,0
19 Диэтиленгликоль - 30 45 30 144,1 28/32 3,0 - 1,4
Сульфацелл - 0,5
КССБ-2 - 0,5
Морпен - 0,5
Реагент -1,25
Вода - 67,25
20 Диэтиленгликоль - 30 48 33 139,5 28/30 2,5 - 1,2
Сульфацелл - 0,5
КССБ-2 - 0,5
Морпен - 0,5
Реагент -2
Вода - 66,5
21 Диэтиленгликоль - 30 46 32 140,3 28/32 3,2 - 1,8
Сульфацелл - 0,5
КССБ-2 - 0,5
Морпен -0,5
Реагент - 0,4
Вода - 68,1
22 Диэтиленгликоль - 30 48 33 139,5 28/30 2,5 - 1,2
Сульфацелл - 0,5
КССБ-2 - 0,5
Морпен - 0,5
Реагент - 2,5
Вода - 66
Продолжение табл.3
1 2 3 4 5 6 7 8 9
23 Диэтиленгликоль - 30 45 30 144,1 28/32 3,0 - 2,0
Сульфацелл - 0,5
КССБ-2 -0,5
Морпен - 0,5
Реагент - 1,25
Вода - 67,25
24 Диэтиленгликоль - 30 48 33 139,5 28/30 2,5 - 2,0
Сульфацелл - 0,5
КССБ-2 - 0,5
Морпен - 0,5
Реагент - 2,0
Вода - 66,5
Примечание:
* - мольное соотношение 8-оксихинолина и сульфаминовой кислоты 1:1 соответственно.
** - гидрослюдистый монморилонит с содержанием монморилонита до 75%.
*** - гидрослюдистый монморилонит с содержанием монморилонита до 7%.

1. Степень набухания глин - относительное увеличение массы или объема образца глины к определенному моменту времени при данной температуре.

Степень набухания глин определяют на приборе конструкции ЛГУ по разности между объемом жидкости, взятым для опыта, и объемом непоглощенной жидкости (практикум по коллоидной химии: Учебное пособие / Под, ред. М.И.Гельфмана. - СПб.: Издательство «Лань», 2005. - 256 с.).

2. Реологические свойства раствора определяют на реовискозиметре «Fann-35A».

3. Водоотдачу определяют на фильтр-прессе «Baroid» при ΔР=0,1 МПа.

Реагент для обработки технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин, включающий смесь азотсодержащих соединений, отличающийся тем, что он в качестве смеси азотсодержащих соединений содержит смесь из 8-оксихинолина и сульфаминовой кислоты при мольном соотношении 1:1 соответственно.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу восстановления герметичности эксплуатационной колонны. .

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буферным жидкостям для удаления глинистой корки со стенок скважины перед ее креплением. .

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буферным жидкостям для удаления глинистой корки со стенок скважины перед ее креплением. .
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может применяться при бурении нефтяных и газовых скважин. .
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может применяться при бурении нефтяных и газовых скважин. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к реагентам для обработки нефтяного пласта и к способам добычи нефти для повышения производительности скважин и повышения нефтеотдачи пласта, и может быть использовано па нефтяных месторождениях в широком диапазоне пластовой температуры (20-90°С), суммарного содержания солей в пластовой и закачиваемой водах (0,034-24,0 мас.%) с карбонатными, терригенными и глинизированными породами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составу для изоляции водопритока в скважину. .

Изобретение относится к составам для изоляции притока пластовых вод в нефтяных, газовых и нефтегазовых скважинах и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.

Изобретение относится к обработке углеводородной формации, где присутствует рассол. .

Изобретение относится к вязкоупругим составам и способам их использования. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для удаления жидкости с минерализацией до 200 г/л и содержанием газового конденсата в смеси до 50% с забоя низкотемпературных скважин, преимущественно на поздней стадии разработки месторождений
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для удаления жидкости с минерализацией до 200 г/л и содержанием газового конденсата в смеси до 50% с забоя низкотемпературных скважин, преимущественно на поздней стадии разработки месторождений
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и предназначено для предотвращения гидратообразования и удаления жидкости с высокой минерализацией (до 200 г/л) и содержанием газового конденсата в смеси до 50% с забоя низкотемпературных скважин, преимущественно на поздней стадии разработки месторождений

Изобретение относится к способу изоляции водопритока и может найти применение в нефтегазодобывающей промышленности
Наверх