Расширяющийся тампонажный состав



Расширяющийся тампонажный состав
Расширяющийся тампонажный состав

 


Владельцы патента RU 2504568:

Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" (RU)

Изобретение относится к тампонажным составам для цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Технический результат - повышение изолирующей способности тампонажного раствора на основе расширяющегося тампонажного состава за счет его расширения при твердении в камень и одновременного снижения контракции. Расширяющийся тампонажный состав включает тампонажный цемент, тонкодисперсную неорганическую добавку, гидроксиэтилцеллюлозу, хлористый натрий или хлористый калий и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч: тампонажный цемент 75,0-85,0, тонкодисперсная неорганическая добавка 15,0-25,0, гидроксиэтил-целлюлоза 0,3-0,6, указанная солевая добавка 5,0-10,0, вода 45,0-55,0. В качестве тонкодисперсной неорганической добавки расширяющийся тампонажный состав содержит мел природный технический дисперсный, или кварц молотый пылевидный, или заполнитель кремнеземистый тонкомолотый. В качестве гидроксиэтилцеллюлозы расширяющийся тампонажный состав содержит неионогенные марки типа Натросол 250 GXR, или Натросол 250 MX, или Натросол 250 EXR. 2 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл.

 

Изобретение относится к тампонажным составам для цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах.

Известен тампонажный состав, содержащий портландцемент, суперпластификатор С-3, сульфацелл и воду /Патент №2136843, Е21В 33/138, опубл. 10.09.1999/.

Недостатком данного состава является низкая изолирующая способность из-за отсутствия расширения камня и повышенной величины контракции.

Наиболее близким по составу и назначению является тампонажный состав, содержащий тампонажный цемент, реагент - стабилизатор, минеральную добавку и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

Тампонажный цемент 100
Реагент - стабилизатор 0,2-1,2
Минеральная добавка 2,0-3,0
Вода 40-50

/Патент №2256775, Е21В 33/138, опубл. 20.07.2005/.

Недостатком данного состава является отсутствие расширения при твердении в камень и высокое значение величины контракции, следовательно, снижение изолирующей способности.

Отсутствие расширения при твердении состава не позволяет формировать напряженный контакт камня с ограничивающими поверхностями и обеспечивать высокую герметичность в кольцевом пространстве при наличии фильтрационной глинистой корки бурового раствора, что в совокупности с контракцией может привести к флюидопроявлениям или межпластовым перетокам. В процессе контракции и развития вакуума происходит обезвоживание фильтрационной глинистой корки бурового раствора, усадка и образование трещин, но при этом отсутствует возможность компенсации изменения ее свойств ввиду отсутствия уплотняющего действия со стороны твердеющего без расширения тампонажного камня. Кроме этого, в результате контракционного разрежения и снижения давления в интервале цементирования возрастает вероятность проникновения в затрубное пространство пластового флюида (газа) с дальнейшей миграцией в вышележащие (нижележащие) проницаемые пласты или до устья скважины.

При создании изобретения решалась задача повышения качества крепления обсадных колонн в интервале продуктивных пластов с умеренными температурами в диапазоне от 50 до 100°C.

Техническим результатом изобретения является повышение изолирующей способности тампонажного раствора на основе расширяющегося тампонажного состава за счет его расширения при твердении в камень и одновременного снижения контракции.

Решение поставленной задачи и технического результата достигается тем, что расширяющийся тампонажный состав включает тампонажный цемент, тонкодисперсную неорганическую добавку, гидроксиэтилцеллюлозу, хлористый натрий (NaCl) или хлористый калий (KCl) и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

Тампонажный цемент 75,0-85,0
Тонкодисперсная неорганическая добавка 15,0-25,0
Гидроксиэтилцеллюлоза 0,3-0,6
Хлористый натрий или хлористый калий 5,0-10,0
Вода 37,4-47,7

В качестве тонкодисперсной неорганической добавки расширяющийся тампонажный состав содержит мел природный технический дисперсный (МТД-2), или кварц молотый пылевидный (Кварц Б), или заполнитель кремнеземистый тонкомолотый (КРТЗ).

В качестве гидроксиэтилцеллюлозы расширяющийся тампонажный состав содержит неионогенные марки гидроксиэтилцеллюлозы типа Натросол 250 GXR, или Натросол 250 MX, или Натросол 250 EXR.

В качестве тонкодисперсной неорганической добавки использовались: мел природный технический дисперсный по ТУ 5743-008-05120542-96, представляющий собой порошкообразный продукт белого цвета, получаемый путем дробления, сушки, тонкого помола природного карбоната кальция; кварц молотый пылевидный по ГОСТ 9077-82, представляющий собой твердый природный материал светло-серого цвета высокой степени дисперсности; заполнитель кремнеземистый тонкомолотый по ТУ 5712-046-00187085-2006, представляющий собой порошкообразный продукт светло-коричневого цвета, получаемый путем тонкого помола природного кремнезема.

В качестве гидроксиэтилцеллюлозы применялись неионогенные марки гидроксиэтилцеллюлозы типа Натросол 250 GXR, Натросол 250 MX, Натросол 250 EXR по ТУ 2231-001-21095737-2005, представляющие собой гранулированные порошки, которые быстро растворяются в воде, образуя растворы различной вязкости. Типичная вязкость по Брукфилду 2% водных растворов добавок при 25°C составляет: 50-105 мПа·с для Натросол 250 EXR, 250-450 мПас для Натросол 250 GXR, 4500-6500 мПас для Натросол 250 MX.

Использовался хлорид натрия по ГОСТ 4233-77 или хлорид калия по ГОСТ 4568-95.

Определение основных свойств тампонажного раствора и камня проводили при температуре (75±3)°C в соответствии с ГОСТ 26798.1-96 «Цементы тампонажные. Методы испытаний». Плотность тампонажного раствора определяли пикнометром, растекае-мость формой-конусом, водоотделение - в двух цилиндрах объемом 250 мл, предел прочности камня на изгиб и сжатие - на испытательной машине для определения прочности на изгиб/сжатие модель L11V2 №07003613 (Италия, фирма «Controls s.r.L»), контракцию, расширение и усадку тампонажного раствора при твердении в камень - на приборе модель 4268 ES (США, фирма «Chandler Engineering»).

Расширяющийся тампонажный состав готовили следующим образом. Хлорид натрия или хлорид калия и гидроксиэтилцеллюлоза растворялись в воде при перемешивании на магнитной мешалке ММ-5 до полного растворения. Сухая смесь готовилась путем ручного перемешивания тампонажного цемента и тонкодисперсной неорганической добавки в заданных соотношениях. Затем на водном растворе реагентов производилось затворение сухой смеси в смесителе лабораторном СЛ-1 согласно ГОСТ 26798.1-96. После этого замерялись параметры раствора и определялись свойства сформированного камня.

Раствор прототипа также приготовлен в лабораторных условиях и замерены его параметры.

Пример. Для приготовления расширяющегося тампонажного состава (таблица, состав 9) необходимо взять 427 г воды, 70 г NaCl, 3 г Натросол 250 GXR, затем приготовить сухую смесь из 800 г тампонажного портландцемента и 200 г МТД-2. Затворенный состав перемешивают три минуты и определяют плотность, растекаемость, водоотделение. Раствор заливают в формы для определения прочности камня при изгибе, сжатии и в ячейку прибора 4268 ES для определения контракции, расширения и усадки при температуре (75±3)°C.

Приготовленный состав имеет плотность 1,93 г/см3, растекаемость 189 мм, водоотделение 0,0 мл, прочность камня при изгибе 6,5 МПа, прочность камня при сжатии 33,2 МПа, расширение камня 1,26%, контракцию раствора при твердении в камень - 2,0

Примеры приготовления и испытания остальных составов, приведенных в таблице, аналогичны вышеописанному.

Для выявления отличительных признаков и положительного эффекта изменяли массовые соотношения ингредиентов.

Совокупность тампонажного цемента, гидроксиэтилцеллюлозы, хлористого натрия или хлористого калия, тонкодисперсной неорганической добавки и воды в результате проявления синергетического эффекта придает тампонажному составу новое свойство - сочетание расширяющейся способности и низкой контракции при твердении в камень.

Как видно из таблицы, заявляемый расширяющийся тампонажный состав с оптимальным соотношением компонентов превосходит известные из уровня техники аналоги, а именно, характеризуется расширяющейся способностью и низкой контракцией при твердении в камень.

1. Расширяющийся тампонажный состав, включающий тампонажный цемент, тонкодисперсную неорганическую добавку, гидроксиэтилцеллюлозу, хлористый натрий или хлористый калий и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

Тампонажный цемент 75,0-85,0
Тонкодисперсная неорганическая добавка 15,0-25,0
Гидроксиэтилцеллюлоза 0,3-0,6
Хлористый натрий или хлористый калий 5,0-10,0
Вода 45,0-55,0

2. Расширяющийся тампонажный состав по п.1 содержит в качестве тонкодисперсной неорганической добавки мел природный технический дисперсный, или кварц молотый пылевидный, или заполнитель кремнеземистый тонкомолотый.

3. Расширяющийся тампонажный состав по п.1 содержит неионогенные марки гидроксиэтилцеллюлозы типа Натросол 250 GXR, или Натросол 250 MX, или Натросол 250 EXR.



 

Похожие патенты:
Изобретения относятся к базовым жидкостям, применяемым в системах скважинных флюидов. Технический результат - получение нетоксичных, безопасных для окружающей среды и биоразлагаемых базовых жидкостей.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к твердым ингибиторам для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений - АСПО, в скважинах с большим газовым фактором и обводненных, подверженных интенсивному АСПО, и в трубопроводах.
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - получение реагента со значительно более высокой гелеобразующей способностью в сочетании с меньшей вязкостью, устойчивость фазового состояния реагента.
Изобретение относится к области защиты окружающей среды в железорудной, угольной, строительной, энергетической отраслях промышленности, а также при строительстве и эксплуатации автомобильных дорог, может быть использовано для закрепления эрозионно опасных пылящих поверхностей полиминерального состава в хвостохранилищах, золоотвалах, на отвалах горных пород, а также на радиоактивно загрязненных территориях и обочинах автомобильных дорог.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи.
Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата. Технический результат - обеспечение эффективного удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, в продукции которых содержится высокоминерализованная пластовая вода за счет высокой степени пенообразования.
Изобретение относится к композициям и способам, которые можно использовать для повышения нефтеотдачи. Предложена композиция, включающая сшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм и содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов, причем расширяемые полимерные микрочастицы имеют структуру блоксополимера, включающего по меньшей мере два различных мономера различного химического строения.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам на углеводородной основе, предназначенным для проходки интервалов неустойчивых, глинистых пород, интервалов многолетних мерзлотных пород, продуктивных пластов и бурения горизонтальных участков скважин.
Изобретение относится к технологиям бурения скважин в нефте- и газодобывающей промышленности, в геологоразведке полезных ископаемых. Технический результат - регулирование реологических характеристик и фильтруемости бурового раствора с учетом характеристик разбуриваемых пород.
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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам на основе портландцемента, и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в скважинах различного назначения. Технический результат - повышение качества крепления скважин в межколонном пространстве и в интервалах залегания плотных, непроницаемых горных пород в условиях низких и нормальных температур при отсутствии доступа воды к твердеющему цементному камню. Тампонажный материал включает портландцемент тампонажный и расширяющую добавку в количестве 17,6-28,0% от массы порошка портландцемента. Расширяющая добавка содержит, масс.ч.: порошок магнезитовый каустический 33-50, высокоглиноземистый шлак 29-39, гипс двуводный 21-28. Размер частиц добавки характеризуется остатком на сите 0,08 мм в количестве 10-12%. В способе получения тампонажного раствора на основе указанного тампонажного материала, включающем раздельное приготовление тампонажного раствора из портландцемента и воды и водного раствора указанной расширяющей добавки с последующим их смешиванием, при приготовлении базового тампонажного раствора в воду предварительно вводят хлорид натрия в количестве 4% от массы портландцемента, а время перемешивания водного раствора расширяющей добавки составляет не менее 25 минут и не более 2/3 времени его загустевания. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ограничения притока воды в скважину путем герметизации обсадных колонн, ликвидации заколонных перетоков, изоляции обводнившихся пропластков с применением полимерных материалов, отверждающихся в пластовых условиях. Технический результат - повышение эффективности и качества проведения ремонтно-изоляционных работ за счет регулирования сроков отверждения полимерной композиции при одновременном снижении влияния экзотермического эффекта при отверждении и возможность применения отвердителя при пониженных температурах. Полимерная композиция для изоляции водопритока в нефтяные и газовые скважины, включающая в свой состав раствор суммарных сланцевых алкилрезорцинов в одно- и/или двухатомных спиртах, и отвердитель, содержащий формалин, параформальдегид, многоатомные спирты и катализатор реакции конденсации алкилрезорцинов с формальдегидом, при этом отвердитель в качестве многоатомных спиртов содержит водорастворимые продукты гидролиза крахмала - крахмалопродукты. а в качестве катализатора реакции конденсации алкилрезорцинов с формальдегидом - органическую кислоту с отрицательным логарифмом константы диссоциации рКа - 1-4 в количестве от 1 до 10% к весу суммарных сланцевых алкилрезорцинов при следующем соотношении реагентов, мас.%: параформальдегид - 0,1-10; крахмалопродукт - 20-30; указанная органическая кислота - 0,5-7; формалин - остальное, при объемном соотношении отвердителя к раствору суммарных сланцевых алкилрезорцинов в одно- и/или двухатомных спиртах 1:2, соответственно. 1 табл., 6 пр.
Изобретение относится к составам для предотвращения гидратных и солевых отложений и коррозии в скважинах и газопроводах при добыче и транспорте природных и попутных газов, и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти. Состав для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии, включающий поверхностно-активное вещество, спирт и минерализованную воду, дополнительно содержит полимер: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пиролидона, полиакриламид, гипан, полипропиленгликоль, полиоксипропиленполиол, диметиламиноэтилметакрилат, простой эфир марки Лапрол, гидрокси-этилцеллюлоза; ингибитор солеотложений: замещенная аминополикарбоновая или фосфоновая кислота, двунатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и натриевая соль аминометиленфосфоновой кислоты, гексаметафосфат или триполифосфат натрия, хлорид или нитрат аммония; спирт в виде смеси формалина или уротропина, или карбамидоформальдегидного концентрата - КФК: одноатомный спирт C1-C4, кубовые остатки производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза, эфироальдегидная фракция - побочный продукт при ректификации этилового спирта; двухатомный спирт C1-C3, низкомолекулярный полиэтиленгликоль и полигликоль марки Гликойл-1; многоатомный спирт: глицерин или продукт его содержащий - полиглицерин, в объемном соотношении от 1:4-1, при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАВ или смесь ПАВ 0,1-3,0, указанный полимер 0,02-3,0, указанный ингибитор солеотложений 0,1-3,0, указанная смесь 5,0-30,0, минерализованная вода остальное. Технический результат - повышение ингибирующей способности. 15 пр., 1 табл.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ в скважинах в условиях больших поглощений. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зоны поглощения в скважине за счет более интенсивного перемешивания двух потоков компонентов водоизоляционной композиции и упрощение технологии применения способа за счет использования поверхностно-активного вещества с гораздо более низкой температурой замерзания. Способ изоляции зоны поглощения в скважине включает закачку в колонны труб скважины одновременно-раздельно двух потоков компонентов водоизоляционной композиции. В первом потоке закачивают смесь 93,455-95,470 об.% глинистого бурового раствора, 4,5-6,5 об.% этилацетата и 0,030-0,045 об.% неонола марки АФ 9-6. Во втором потоке, равном по объему первому, закачивают 100 об.% высокомодульного жидкого стекла марки СИЛИНОМ ВН-М. При этом перед закачкой в скважину спускают две колонны труб, каждую из которых в нижней части оборудуют клапаном, автоматически открывающимся при давлении, в 1,6-2,2 раза превышающим давление приемистости скважины. 1 пр.

Изобретение относится к способам ингибирования образования гидратов углеводородов в прискважинной зоне или в участках трубопровода при добыче и транспорте природных и попутных газов и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти. В способе ингибирования образования гидратов углеводородов, включающем закачку в прискважинную зону или в участок трубопровода водной композиции полимера, указанная композиция содержит водный раствор полимера из группы, включающей: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пирролидона, диметиламиноэтилметакрилат, гидроксиэтилцеллюлозу, поливинилпирролидон, поливинилкарбоксилат, полиакрилат, поливинилкапролактам, акриламидометилпропансульфонат полиакриламид, гипан, полиоксипро в масле полимера из группы, включающей: полиакриламид, карбоксиметилцеллюлозу, эфир оксиэтилцеллюлозы, полиметакрилат, поливинилацетат или поливиниловый спирт или их сополимеры, и дополнительно - карбамидоформальдегидный концентрат КФК и гидрофобизирующую добавку при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанные водный раствор или эмульсия 0,05-5,0, КФК 0,1-5,0, гидрофобизирующая добавка 0,1-5,0, вода - остальное, а перед закачкой указанной композиции дополнительно закачивают оторочку КФК в количестве 0,1-5,0 мас.% от массы указанной композиции и осуществляют выдержку не менее 3-5 часов. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - повышение ингибирующей способности. 1 з.п. ф-лы, 19 пр., 2 табл., 1 ил.

Изобретение относится к вариантам способа приготовления неионогенного сополимера, который может быть использован в качестве диспергатора в цементирующих композициях. Процесс проводят в непрерывном режиме в аппарате полимеризации, содержащем реактор полимеризации, объединенный с устройством измерения. Способ заключается в том, что в реактор полимеризации вводят полиэфирный макромономер с низкой реакционной способностью, воду. Затем добавляют порцию гидролизующегося мономера с более высокой реакционной способностью и формируют водную полимеризационную среду. По крайней мере, порцию гидролизующегося мономера вводят вначале в устройство измерения, а потом в реактор полимеризации. Далее проводят свободнорадикальную полимеризацию в водной среде. Перед и/или во время добавления гидролизующегося мономера в реактор полимеризации вводят инициатор свободнорадикальной полимеризации. Во время полимеризации скорость добавления гидролизующегося мономера и/или инициатора изменяют пошагово или непрерывно. При этом в реактор полимеризации не вводят никакой мономер для включения ионных цементных связывающих участков в неионогенный сополимер. В качестве гидролизующего мономера используют, по крайней мере, один этиленовый ненасыщенный гидролизующийся мономер А. В качестве полиэфирного макромономера используют, по крайней мере, один этиленовый ненасыщенный мономер полиоксиалкиленового эфира В и/или С. Компонент В и/или С может быть добавлен в реактор заранее, и компонент А добавляют к нему со скоростью, которая изменяется, по крайней мере, один раз. Изобретение позволяет получить неионогенный сополимер, способный продлить удобоукладываемость цементирующей смеси на протяжении длительного периода времени, что позволит минимизировать потребность в подгонке осадки во время изготовления и на строительной площадке, а также уменьшить повторное дозирование пластифицирующих добавок в цементную смесь. 4 н. и 22 з.п. ф-лы, 10 ил., 9 табл., 36 пр.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - способность бурового раствора независимо от температуры обратимо изменять тип эмульсии под действием механизма инверсии фаз, обеспечение возможности контроля типа эмульсии в зависимости от технологической необходимости в условиях бурения, вследствие чего буровой раствор приобретает оптимальные свойства, возможность бурения скважин с зенитными углами как менее 70°, так и более в терригенной и карбонатной частях пласта. Способ приготовления реверсивно-инвертируемого бурового раствора методом инверсии фаз включает приготовление бурового раствора с последующим реверсивным инвертированием его под воздействием внешних факторов методом инверсии фаз, причем первоначально готовят инвертно-эмульсионный буровой раствор ИЭР, представляющий собой обратную эмульсию типа «вода в масле» В/М. Под воздействием внешних факторов проводят инверсию фаз и переводят его в буровой раствор, представляющий собой прямую эмульсию типа «масло в воде» М/В, с последующим проведением реверсивной инверсии фаз, приводящей к получению реверсивно-инвертного бурового раствора РИБР, представляющего собой обратную эмульсию типа «вода в масле» В/М. В качестве внешнего фактора для получения методом инверсии фаз из ИЭР раствора, представляющего собой прямую эмульсию типа М/В, используют инвертор 1-го типа со значением гидрофильно-липофильного баланса 11-13 и содержащий следующие компоненты, в мас.%: неонол АФ9-4 5,0-20,0; неонол АФ9-12 9,0-30,0; оксиэтилцеллюлоза Реоцел В 0,1-2,0; вода пресная или минерализованная остальное, при следующем соотношении, в мас.%: инвертор 1-го типа 1-10; ИЭР остальное до 100. Для проведения реверсивной инверсии фаз полученного бурового раствора, представляющего собой прямую эмульсию типа «масло в воде» М/В, в РИБР в качестве внешнего фактора используют инвертор 2-го типа со значением гидрофильно-липофильного баланса до 10 и содержащий следующие компоненты, в мас.%: неионогенное поверхностно-активное вещество неонол АФ9-4 или Oxetal ID104, или Mulsifan RT 2 ,0-50,0; олеиновая кислота 0,1-10,0; органобентонит 0,1-25,0; углеводородная фаза остальное, при следующем соотношении, мас. %: инвертор 2-го типа 10-20; буровой раствор, представляющий прямую эмульсию типа «масло в воде» В/М остальное до 100. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 з.п. ф-лы, 2 табл.
Группа изобретений относится к композициям и способам добычи нефти с искусственным поддержанием энергии пласта, изменения проницаемости подземных пластов и увеличения подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. Композиция для повышения степени извлечения углеводородных флюидов из подземного пласта включает, по меньшей мере, два различных типа сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц, имеющих различную химическую структуру и средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм. Содержание сшивающих агентов составляет от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов. Закачивают в подземный пласт указанную композицию, что позволяет повысить эффективность изоляции зон поглощения. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 10 пр.
Изобретение относится к составам для предотвращения неорганических отложений и коррозии и может быть использовано в нефтяной промышленности, в частности в скважинах и на скважинном оборудовании. Состав содержит, мас.%: 1-гидроксиэтан-1,1-дифосфоновую кислоту - 0,5-4,5; 2-фосфонобутан-1,2,4-трикарбоновую кислоту - 0,5-25,0; динатриевую соль диэтилентриаминпентаметиленфосфоновой кислоты - 0,2-12,0; моноэтаноламин - 0,5-22,0; метиловый спирт - 20,0-35,0 и воду - до 100. Состав обладает высокой ингибирующей способностью по отношению к неорганическим отложениям кальция. 1 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для стабилизации коллекторских свойств продуктивного пласта. Технический результат - модификация фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта за счет уменьшения фазовой проницаемости по воде и увеличения фазовой проницаемости по нефти без изменения величины абсолютной фазовой проницаемости обработанной породы продуктивного пласта, что способствует изменению коэффициентов охвата и коэффициентов заводнения пласта и позволит повысить коэффициент извлечения нефти. Модификатор фильтрационных свойств продуктивного пласта содержит хлорид калия или хлорид натрия, ингибиторы солеотложения - сухую смесь нитрилотриметилфосфоновой и оксиэтилидендифосфоновой кислот; гидрофобизатор, содержащий в качестве активного вещества алкилированные третичные амины либо их соли, при следующем соотношении компонентов, масс.%: хлорид калия или хлорид натрия - 50, оксиэтилидендифосфоновая кислота - 20, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 5, гидрофобизатор - 25. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 з.п. ф-лы, 6 пр.
Наверх