Безводный тампонажный раствор


 


Владельцы патента RU 2500710:

Закрытое акционерное общество "Химеко-ГАНГ" (RU)

Изобретение относится к строительству скважин различного назначения, к ремонтно-изоляционным работам в скважинах, а также используется при ликвидации водопроявлений в процессе бурения скважин. Технический результат - снижение фильтратоотдачи, повышение седиментационной устойчивости. Тампонажный состав, содержащий вяжущее и углеводородную жидкость модифицированную ПАВ, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости модифицированной ПАВ применяется углеводородная жидкость «ДС БТРУО», а в качестве вяжущего содержит портландцементные тампонажные смеси: цементная смесь БТРУО «Стандарт» с удельной поверхностью не менее 300,0 м2/кг; цементная смесь БТРУО «Медиум» с удельной поверхностью не менее 500,0 м2/кг; цементная смесь БТРУО «Микро» с удельной поверхностью не менее 900,0 м2/кг, соответственно, дополнительно содержит поверхностно-активное вещество «ПАВ БТРУО», маслорастворимый полимер, в качестве которого используют 20% растворы полиизобутилена в углеводородном растворителе: ПИБ 15 или ПИБ 20, или ПИБ 30 и тонко дисперсный кремнесодержащий наполнитель, в качестве которого используются микрокремнезем или опока молотая, или диатомит молотый при следующем соотношении компонентов, масс.%: вяжущее: цементная смесь БТРУО «Стандарт», или БТРУО «Медиум», или БТРУО «Микро» 59,0÷71,0, поверхностно-активное вещество «ПАВ БТРУО» 0,2÷0,5, маслорастворимый полимер - 20% растворы полиизобутилена в углеводородном растворителе: ПИБ 15, или ПИБ 20, или ПИБ 30 1,0÷10,0, тонкодисперсный кремнесодержащий наполнитель: микрокремнезем, или опока молотая, или диатомит молотый 1,0÷7,0, углеводородная жидкость «ДС БТРУО» остальное. 2 табл.

 

Изобретение относится к строительству скважин различного назначения, к ремонтно-изоляционным работам в скважинах, а также используется при ликвидации водопроявлений в процессе бурения скважин.

Известен тампонажный раствор [1 - аналог], включающий 64,5÷71,4 мас.% тампонажного цемента и остальное - отход подготовки нефти на основе хлоридов и сульфатов натрия, калия, кальция и магния, который содержит не более 30,0 мг/л взвешенного вещества и 30,0÷50,0 мг/л нефтепродуктов, предназначен для изоляции водопроявляющих пластов и крепления зон обвалов.

При тампонировании скважин в режиме пропитки водопроявляющего пласта (при минимальной подаче насосов), при ошибочном тампонировании скважины, когда необходимо вымыть из пласта тампонажный раствор, при необходимости остановок в процессе тампонирования, применение известного тампонажного раствора может вызвать необратимые осложнения в скважине - привести к аварийным ситуациям из-за высокой вероятности прихвата рабочего инструмента. Кроме того, известный тампонажный раствор имеет не достаточно высокую проникающую способность в каналы и поры изолируемого пласта, невысокую седиментационную устойчивость и ограничения по температуре в скважине.

Известен «Тампонажный раствор «НЦР Химеко - ВМН»» [2 - аналог], содержащий 75,0÷80,0 мас.% гидравлического вяжущего, в качестве которого применяются: тампонажный портландцемент - ПТЦ, цемента и их смеси в (DylogCem, класс G), а при плотности тампонажного раствора до 1,45 г/см3 - строительный гипс; 0,1÷0,2 мас.% поверхностно-активного вещества (ПАВ) «Гидрофобизатора АБР»; 0,1÷0,3 мас.% ПАВ «Нефтенола ВКС-Н» и остальное - жидкая углеводородная фаза, в качестве которой применяются дизельное топливо, очищенная (безводная) нефть и газоконденсат. Недостатком известного тампонажного состава являются высокая фильтратоотдача, что приводит к увеличению вязкости из-за потерь углеводородной фазы, малая проникающая способность в каналы и поры из-за низкой степени дисперсности гидравлических вяжущих.

Наиболее близким к предполагаемому техническому решению является тампонажный материал [3 - прототип], используемый для изоляции водопритоков в скважинах. Состав, который включает вяжущее и модифицированную ПАВ углеводородную жидкость, а в качестве вяжущего компонента содержит гипсоглиноземистый или напрягающий цемент при следующем соотношении компонентов, мас.%: гипсоглиноземистый или напрягающий цемент 55,0-65,0, модифицированная ПАВ углеводородная жидкость остальное. Известный тампонажный материал имеет не достаточно высокую проникающую способность в каналы и поры изолируемого пласта из-за низкой дисперсности гидравлических вяжущих, высокую фильтратоотдачу, низкую седиментационную устойчивость.

Приведенные недостатки приводят к проблемам при закачках состава в скважину и снижению эффективности его применения.

Задачей изобретения является разработка технологичного безводного тампонажного раствора (БТР), являющегося полидисперсной суспензией цемента и наполнителей в углеводородной фазе, стабилизированной композицией (смесью) поверхностно-активных веществ (ПАВ), обеспечивающих ее седиментационную устойчивость и образование камня только при контакте с водой. Низкое значение фильтратоотдачи, высокая седиментационная устойчивость БТР позволяют сохранять (поддерживать) необходимые реологические показатели в процессе закачки состава в скважину, обеспечивая эффективность применения состава.

Сущность изобретения состоит в том, что тампонажный состав, содержит вяжущее и углеводородную жидкость модифицированную ПАВ, в качестве которой используется углеводородная жидкость «ДС БТРУО», а в качестве вяжущего - портландцементные тампонажные смеси: цементная смесь БТРУО «Стандарт» с удельной поверхностью не менее 300,0 м2/кг; цементная смесь БТРУО «Медиум» с удельной поверхностью не менее 500,0 м2/кг; цементная смесь БТРУО «Микро» с удельной поверхностью не менее 900,0 м2/кг, соответственно, указанный состав дополнительно содержит поверхностно-активное вещество «ПАВ БТРУО», тонкодисперсный кремнесодержащий наполнитель, в качестве которого используются микрокремнезем, или опока молотая, или диатомит молотый и масло-растворимый полимер, в качестве которого используются 20% растворы полиизобутилена в углеводородном растворителе: ПИБ 15, или ПИБ 20, или ПИБ 30, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Вяжущее: цементная смесь БТРУО «Стандарт», или БТРУО «Медиум», или БТРУО «Микро» - 59,0÷71,0
Поверхностно-активное вещество «ПАВ БТРУО» - 0,2÷0,5
Маслорастворимый полимер - 20% растворы полиизобутилена в углеводородном растворителе: ПИБ 15, или ПИБ 20, или ПИБ 30 - 1,0÷10,0
Тонкодисперсный кремнесодержащий наполнитель: микрокремнезем, или опока молотая, или диатомит молотый - 1,0÷7,0
Углеводородная жидкость «ДС БТРУО» - остальное

Для приготовления БТР могут использоваться выпускаемые промышленностью материалы:

- Дисперсионная среда безводного тампонажного раствора на углеводородной основе «ДС БТРУО» выпускается по ТУ 2458-065-54651030-2010, представляет собой углеводородную жидкость, стабилизированную комплексом поверхностно-активных веществ.

- «ПАВ БТРУО» выпускается по ТУ 2458-067-54651030-2010, представляет собой смесь водорастворимых неионогенных и анионоактивных ПАВ.

- 20% растворы полиизобутилена в углеводородном растворителе (керосин, дизтопливо или индустриальное масло «И-20») с молекулярной массой 15000, 20000 и 30000 (далее: ПИБ 15, ПИБ 20 и ПИБ 30, соответственно).

- Цементные смеси «ЦС БТРУО» марок Стандарт, Медиум и Микро выпускаются по ТУ 2458-066-54651030-2010, представляют собой смесь цементного клинкера и минеральных добавок, обладающую различной удельной поверхностью м2/кг, не менее: Стандарт - 300,0; Медиум - 500,0; Микро - 900,0.

- «Микрокремнезем» выпускается по ТУ 5743-048-02495332-96, представляет собой ультрадисперсный порошкообразный материал, состоящий из частиц сферической формы, получаемый в процессе газоочистки печей при производстве кремнийсодержащих сплавов.

- «Опока молотая» выпускается по ТУ-21-26-11-90, представляет собой кремнистую осадочную горную породу, богатую кремнеземом.

- «Диатомит молотый» выпускается по ТУ 14-301-2-80, представляет собой легкий порошкообразный минерал белого, серого и желтоватого цвета, состоящий из микроскопических кремнеземнистых панцирей водорослей (диатомей).

Применяемый в составе комплекс ПАВ и технология приготовления БТР позволяет получить седиментационно- и агрегативно-устойчивую суспензию цемента в жидкой углеводородной фазе. При контакте с пластовой водой комплекс ПАВ способствует более полному замещению углеводородной фазы, адсорбированной на поверхности цемента, на воду и ускоряет гидратацию цемента, что приводит к образованию высокопрочного низкопроницаемого камня.

Ввод в состав БТР раствора маслорастворимого полимера позволяет повысить его структурно-реологические свойства, снижает фильтратоотдачу и увеличивает седиментационную устойчивость за счет увеличения вязкости фильтрата, что особенно важно при использовании БТР при производстве ремонтно-изоляционых работ под давлением.

Ввод в состав БТР цементов с высокой удельной поверхностью позволяет увеличить проникающую способность в каналы и поры из-за более высокой степени дисперсности частиц, что дает возможность регулировать рецептуры БТР в зависимости от типа коллектора и его приемистости. Применение микроцементов позволяют готовить растворы БТР плотностью до 1,3 г/см3, обладающие низкой фильтратоотдачей и улучшенной седиментационной устойчивостью.

Ввод в состав БТР тонкодисперсного кремнесодержащего наполнителя способствует стабилизации суспензии, уменьшению фильтратоотдачи и увеличению прочности цементного камня и снижению сульфатной коррозии цементного камня.

Наименьшее содержание вяжущего, ПАВ «БТРУО», маслорастворимого полимера и тонкодисперсного кремнесодержащего наполнителя, ниже указанных значений, приводит к увеличению фильтратоотдачи, снижению седиментационной устойчивости и уменьшению прочности цементного камня.

Увеличение содержания вяжущего, ПАВ «БТРУО», маслорастворимого полимера и тонкодисперсного кремнесодержащего наполнителя, выше указанных значений, приводит к увеличению реологических показателей, снижению седиментационной устойчивости и уменьшению прочности цементного камня.

Ниже представлены примеры приготовления предлагаемых тампонажных растворов (состав БТР) и тампонажных растворов по прототипу в лабораторных условиях (в таблице 1 представлен компонентный состав безводных тампонажных растворов, а в таблице 2 их технологические параметры).

Свойства БТР и растворов по прототипу исследовали по стандартным методикам оценки технологических, фильтрационных и реологических показателей цементных растворов (стандарт API 10A/ISO 10426-2). Степень образования цементного камня в %, определяли по экспресс-методике определения селективности углеводородных суспензий цементов [4].

При приготовлении составов БТР в расчетное количество углеводородной жидкости «ДС БТРУО», при перемешивании на лабораторной мешалке, вводили необходимое количество маслорастворимого полимера (ПИБ 15, или ПИБ 20, или ПИБ 30), перемешивали в течение 10 мин, затем, продолжая перемешивание, вводили необходимое количество «ПАВ БТРУО», а через 5 мин добавляли тонкодисперсный кремнесодержащий наполнитель (микрокремнезем, или опоку молотую, или диатомит молотый) и цементную смесь «ЦС БТРУО» («Стандарт», или «Медиум», или «Микро»). Смесь перемешивали в течение 10 минут, измеряли параметры тампонажного раствора и проводили технологические испытания. Аналогичным образом были приготовлены составы №1-9.

Пример 1 (состав 1 в таблице I): в лабораторный металлический стакан объемом 500 мл наливают 147,5 г (29,5% мас.) углеводородной жидкости «ДС БТРУО» и при перемешивании на лабораторной мешалке вводят 50,0 г (10,0% мас.) маслорастворимого полимера ПИБ 30, перемешивают в течение 10 мин, затем вводят 2,5 г (0,5% мас.) «ПАВ БТРУО», через 5 мин добавляют 5,0 г (1,0% мас.) опоки молотой и 295,0 г (59,0% мас.) цементной смеси «ЦС БТРУО» марки «Стандарт». Смесь перемешивают в течение 10 минут, измеряют параметры тампонажного раствора и проводят технологические испытания.

Пример 2 (состав 10 в таблице 1, прототип): в лабораторный металлический стакан объемом 500 мл наливают 175,0 г (35,0% мас.) углеводородной жидкости модифицированной ПАВ и при перемешивании па лабораторной мешалке добавляют 325,0 г (65,0% мас.) гипсоглиноземистого цемента. Смесь перемешивают в течение 10 минут, измеряют параметры тампонажного раствора и проводят технологические испытания.

Пример 3 (состав 11 в таблице 1, прототип): в лабораторный металлический стакан объемом 500 мл наливают 185,0 г (37,0% мас.) углеводородной жидкости модифицированной ПАВ и при перемешивании на лабораторной мешалке добавляют 315,0 г (63,0% мас.) напрягающего цемента. Смесь перемешивают в течение 10 минут, измеряют параметры тампонажного раствора и проводят технологические испытания.

Безводный тампонажный раствор на углеводородной основе должен обладать следующими характеристиками:

- селективностью;

- степень образования цементного камня должна быть не менее 70%;

- показатель стабильности состава должен быть не более 20 кг/м3;

- иметь минимально-возможную пластическую вязкость (η≤60 МПа·с);

- обладать низкими фильтрационными потерями (Ф<200 мл/30 мин);

- показатель динамического напряжения сдвига должен находиться в пределах 2≤τ0≤40 МПа·с;

- прочность цементного камня на сжатие и на изгиб должна быть более 7 МПа и более 2 МПа, соответственно.

Как предлагаемый состав, так и состав по прототипу обладают необходимой селективностью, степенью образования цементного камня и показателем динамического напряжения сдвига.

При этом, как следует из таблицы 2, такие свойства, как фильтратоотдача, стабильность, пластическая вязкость, прочность цементного камня у состава БТР качественно превышают аналогичные характеристики состава по прототипу.

Источники информации

1. Авторское свидетельство SU 1640366 A1, E21B 33/138, опубликовано 07.04.1991 г. - аналог.

2. Патент RU 2357999 C1, C09K 8/467, опубликовано 10.06.2009 г. - аналог.

3. Патент RU 2139985 C1, E21B 33/138, опубликовано 20.10.1999 г. - прототип.

4. Магадова Л.А., Ефимов Н.Н., Ефимов М.Н., Черыгова М.А. Управление технологическими свойствами углеводородных суспензий цемента с помощью композиции ПАВ // Технологии нефти и газа, №2, 2011 г., с.27.

Таблица 2
Технологические свойства безводных тампонажных растворов, представленных в таблице 1
№ Состава из таблицы 1 Плотность, г/см3 Пластическая вязкость, мПа·с ДНС, мПа·с Фильтратоотдача, см3/30 мин Стабильность, кг/м3 Степень обр. цем. камня, % Прочность цементного камня
на сжатие, МПа на изгиб, МПа
1 2 3 4 5 6 7 8
1 1,88 58,5 8,3 90,9 9,6 93,0 27,0 12,3
2 1,87 55,0 5,3 125,3 6,6 83,0 22,0 11,5
3 1,86 49,5 3,5 152,5 4,5 80,0 15,0 8,6
4 1,65 58,0 19,4 112,3 2,4 86,0 25,0 8,8
5 1,64 58,0 18,4 150,3 1,9 77,5 18,0 7,6
6 1,64 60,0 8,5 190,3 0,9 72,0 13,3 6,5
7 1,74 60,0 19,9 85,6 4,4 92,0 18,0 10,2
8 1,73 55,5 18,3 119,5 2,4 87,0 15,4 9,5
9 1,73 47,5 15,7 136,2 2,6 77,0 10,0 8,6
прототип
10 1,50 85,2 2,2 400,6 35,3 95,4 12,7 7,3
11 1,41 65,1 4,3 550,3 26,1 85,2 1,9 0,4

Тампонажный состав, содержащий вяжущее и углеводородную жидкость, модифицированную ПАВ, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости, модифицированной ПАВ, применяется углеводородная жидкость «ДС БТРУО», а в качестве вяжущего содержит портландцементные тампонажные смеси: цементная смесь БТРУО «Стандарт» с удельной поверхностью не менее 300,0 м2/кг; цементная смесь БТРУО «Медиум» с удельной поверхностью не менее 500,0 м2/кг; цементная смесь БТРУО «Микро» с удельной поверхностью не менее 900,0 м2/кг, соответственно, дополнительно содержит поверхностно-активное вещество «ПАВ БТРУО», маслорастворимый полимер, в качестве которого используют 20%-ные растворы полиизобутилена в углеводородном растворителе: ПИБ 15, или ПИБ 20, или ПИБ 30 и тонкодисперсный кремнесодержащий наполнитель, в качестве которого используются микрокремнезем, или опока молотая, или диатомит молотый при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Вяжущее: цементная смесь БТРУО «Стандарт», или
БТРУО «Медиум», или БТРУО «Микро» 59,0÷71,0
Поверхностно-активное вещество «ПАВ БТРУО» 0,2÷0,5
Маслорастворимый полимер - 20%-ные растворы
полиизобутилена в углеводородном растворителе:
ПИБ 15, или ПИБ 20, или ПИБ 30 1,0÷10,0
Тонкодисперсный кремнесодержащий наполнитель:
микрокремнезем, или опока молотая, или диатомит
молотый 1,0÷7,0
Углеводородная жидкость «ДС БТРУО» Остальное



 

Похожие патенты:
Изобретения относятся к улучшенному способу вторичной добычи нефти. Технический результат - усовершенствование введения ингибитора отложений на стенках оборудования, повышение эффективности извлечения нефти, увеличение срока службы конструкций.

Изобретение относится к растворам для глушения скважин. Способ обработки подземного пласта включает: закачивание в обсаженный, перфорированный ствол скважины, который рассекает пласт, раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, содержащего: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере один разлагаемый материал и по меньшей мере один закупоривающий агент; контакт пласта с раствором для глушения скважины и предоставление возможности разлагаемому материалу, по меньшей мере, частично разложиться.
Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция для изменения водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы, которые включают гидрофобные полимеры, содержащие лабильные боковые группы, где микрочастицы имеют средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм, указанные гидрофобные полимеры включают сложный эфир акриловой кислоты и сомономеры, сополимеризованные со сложным эфиром акриловой кислоты и лабильные боковые группы являются гидролизуемыми.

Изобретение относится к области нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для тампонирования каналов прорыва воды или газа в цементном камне за колонной, для ликвидации зон поглощений и обводненных зон пласта, в том числе высокопроницаемых и трещиноватых.
Изобретение предназначено для глушения скважин и может быть использовано на нефтегазодобывающих предприятиях. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин с пластовым давлением выше гидростатического.

Группа изобретений относится к системам и способам добычи нефти и/или газа с использованием смешивающегося их вытеснения из пласта. Обеспечивает повышение эффективности изобретений за счет существенной экономии энергии.

Группа изобретений относится к области бурения с использованием в качестве очистного агента газообразных текучих сред. Способ включает циркулирование системы буровой жидкости и эффективного количества пенообразующей композиции, состоящей из пенообразующего агента и стабилизирующего полимера, добавление газообразного агента в жидкость со скоростью, достаточной для образования пенного бурового раствора, и удаление вспененной буровой жидкости из скважины.
Изобретение относится к композиции на основе нитрата карбамида для удаления карбонатных отложений, накипи, продуктов коррозии, высолов различного типа и иных продуктов, растворяющихся при взаимодействии с азотной кислотой.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности устройства за счет комплексного термогазодинамического и химического воздействия на призабойную зону пласта нефтяной скважины, уменьшение шлакообразования относительно массы устройства в 3-5 раз, упрощение изготовления устройства.

Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция расширяемых полимерных микрочастиц для изменения коэффициента проницаемости воды в подземном пласте, содержащая взаимопроникающую полимерную сетку (ВПС), включающую один или более акриламидных сополимеров. ВПС ограничивает микрочастицу до среднего размера неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм. Лабильные сшивки в полимерах ВПС подвергают деструкции, что приводит к освобождению расширяемой микрочастицы таким образом, что микрочастица расширяется. Предложен также способ изменения коэффициента проницаемости подземных пластов с использованием указанной композиции. Технический результат - увеличение подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 14 пр.

Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция инкапсулированных полимерных микрочастиц для изменения коэффициента водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы, заключенные в оболочку из по меньшей мере одного слоя сополимера N-изопропилакриламида и акриламида. Инкапсулированные микрочастицы имеют средний диаметр не увеличенного объема от 0,05 до 5000 мкм. Предложен также способ изменения коэффициента водопроницаемости подземных пластов с использованием указанной композиции. Технический результат - увеличение подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 11 пр.

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче газа или нефти методом гидравлического разрыва пласта (ГРП). В способе изготовления высококремнеземистого керамического проппанта для добычи сланцевого газа, включающем помол исходной шихты, формирование гранул и их обжиг, помол осуществляют последовательно - сначала сухой, а затем мокрый с добавлением при мокром помоле водорастворимого полимерного связующего и 0,3-3,0 мас.% водорастворимой соли минеральной кислоты, способной образовывать кристаллогидрат, молекула которой удерживает не менее 6 молекул воды с температурой дегидратации не ниже 100°C, а также в качестве разжижителя и пластификатора - соответственно жидкое стекло в количестве 0,5-3,5 мас.% и низкомолекулярный полиалкиленгликоль в количестве 0,005-0,03 мас.% с получением шликера влажностью 25-30 мас.%, растекаемостью не менее 100 мм и температурой 40-60°C, формирование гранул осуществляют путем диспергирования полученного шликера через по крайней мере одно калибровочное отверстие в водный раствор закрепляющего вещества, образующего с указанным связующим водонерастворимое соединение, с использованием при диспергировании бокового или осевого вибрационного воздействия на ламинарный поток шликера с последующей сушкой и обжигом гранул. Технический результат - снижение насыпного веса проппанта при увеличении проницаемости проппантной пачки и сохранении высокой прочности проппанта. 1 з.п. ф-лы, 4 пр., 2 табл., 3 ил.
Изобретение относится к способам приготовления жидкости для обработки подземных формаций при гидроразрыве пласта и может быть использовано при получении жидкости-носителя для проппанта, в частности, в системах с низкой загрузкой гелянта и для увеличения общей термической стабильности системы, снижения седиментационых свойств проппанта. В способе приготовления жидкости для обработки подземных формаций и скважин при гидроразрыве пласта, включающем получение загущенной жидкости-носителя, содержащей проппант и антиседиментационную добавку, в качестве антиседиментационной добавки используют смесь из, по меньшей мере, одного амина и полисилоксана, органосилана, органополисилана, при следующем соотношении компонентов, мас.%: полисилоксан, органосилан, органополисилан 30-50, по меньшей мере, один амин остальное, а добавку вводят в количестве 0,1-4,0 л/м3 жидкости-носителя. Технический результат - повышение несущей способности проппантной пачки в широком диапазоне температур при снижении загрузки загустителя. 10 пр.
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышение ингибирующей способности к глинам. Спиртовой буровой раствор включает, масс.%: глинопорошок ПБМВ 1,2, биополимер Сараксан 0,2, хлористый калий 0,5-1,1, ацетат натрия 2,5-3,1, анионную эмульсию Росфлок ПВ 2,1, триэтиленгликоль 9,8, талловое масло 11,3, бактерицид «Remacid» 0,1, воду остальное. 1 табл.
Настоящее изобретение относится к эмульсиям и их применению в подземных работах. Композиция стабилизированной эмульсии включает маслянистую текучую среду, текучую среду, являющуюся, по меньшей мере, частично несмешивающейся с маслянистой текучей средой, и стабилизирующий эмульсию агент, включающий первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения. Способ включает получение указанной выше композиции стабилизированной эмульсии и помещение ее в подземный пласт в качестве части подземных работ. Способ включает получение указанной выше композиции и бурение скважины в подземном пласте с ее использованием. Способ получения указанной выше композиции включает: получение маслянистой текучей среды, получение указанной текучей среды, получение стабилизирующего эмульсию агента, включающего первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения, и объединение маслянистой текучей среды, текучей среды и стабилизирующего агента с формированием композиции. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - улучшение стабильности эмульсии и снижение количества стабилизирующего агента. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 1 табл.

Группа изобретений относится к композициям, изменяющим проницаемость подземных пластов. Предложена композиция для изменения водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы со средним диаметром неувеличенного объема от 0,05 до 5000 мкм, состоящие из структурированных полимеров, которые включают лабильные сшивающие агенты и выбраны из группы, состоящей из звездообразных полимеров, дендритных полимеров, сверхразветвленных полимеров, полимеров с короткоцепочечным ветвлением, полимером с длинноцепочечным ветвлением и любого их сочетания, а также включают акриламид и aкpилaмидoмeтил-пpoпaнcyльфoнал натрия. Предложен также способ изменения водопроницаемости подземного пласта, включающий закачивание в подземный пласт указанной композиции. Технический результат - предложенная композиция за счет расширения объема полимерных микрочастиц позволяет эффективно изменять проницаемость подземных пластов и увеличивать подвижность и/или темп добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил., 7 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП. Способ изготовления магнийсиликатного проппанта, включающий подготовку исходной шихты, введение в ее состав порообразующей добавки, помол, формирование гранул, их сушку и обжиг, отличающийся тем, что в шихту дополнительно вводят спекающую добавку в виде водорастворимой соли минеральной кислоты, которую растворяют в жидкости, используемой при грануляции, а порообразующую добавку в виде водонерастворимого вещества вводят в шихту на стадии помола, причем спекающая и порообразующая добавки находятся в следующем соотношении, в % сверх массы шихты: порообразующая добавка 0,005-3,0, спекающая добавка 0,2-2,5. Технический результат - снижение плотности проппанта при сохранении прочности. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к буровой трубе, способу ее сооружения, покрытию для нанесения на буровую трубу и способу сооружения защищенной таким покрытием буровой трубы. Буровая труба включает: полимерную основную структуру, образованную из армированного волокнами бисмалеимидного полимера; и гидрофобное покрытие, включающее малеимидный комплекс, химически связанное с полимерной основной структурой. Покрытие образует ковалентную связь с полимерной основной структурой. Способ сооружения буровой трубы включает: сооружение основной структуры буровой трубы из полимерного материала; изготовление гидрофобного покрытия; и создание ковалентной химической связи между покрытием и основной структурой. Покрытие для нанесения на буровую трубу выполнено из множества слоев, из которых по меньшей мере один слой образован из материала, содержащего химический реагент, выбранный для реакции в присутствии скважинных текучих сред, которые являются разрушающими по отношению к полимерному материалу. Технический результат - обеспечение образования покрытия на буровой трубе, которое в достаточной степени связано с нижележащей основной структурой полимерного материала, чтобы противостоять агрессивной окружающей среде, присутствующей в скважинном применении. 4 н. и 26 з.п. ф-лы, 10 ил.
Изобретение относится к сополимеру на основе содержащего сульфокислоту соединения. Сополимер включает в качестве мономерных компонентов a) по меньшей мере одно соединение, содержащее сульфокислотную группу, b) по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, включающей N-винил-капролактам, N,N-диметилакриламид, N,N-диэтилакриламид, изопропилакриламид, N-винилпирролидон, N-винилацетамид, N-винилформамид, N-метил-N-винилацетамид, N-алкилакрилат и N-алкилметакрилат, и c) минимум один по меньшей мере бифункциональный виниловый эфир, выбранный из ряда: дивиниловый эфир триэтиленгликоля, дивиниловый эфир диэтиленгликоля или дивиниловый эфир бутандиола. Заявлено также применение сополимера в качестве добавки к гидравлическим связующим и/или к композициям, содержащим компоненты, набухающие в воде. Технический результат сополимер используют в качестве водоудерживающего и антисегрегационного средства. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 12 табл., 20 пр.
Наверх