Технологическая жидкость для перфорации и глушения нефтяных скважин



Технологическая жидкость для перфорации и глушения нефтяных скважин
Технологическая жидкость для перфорации и глушения нефтяных скважин

 


Владельцы патента RU 2515626:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Мурманский государственный технический университет" (ФГБОУВПО "МГТУ") (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам технологической жидкости. Технологическая жидкость для перфорации и глушения нефтяных скважин содержит, мас.%: поверхностно-активное вещество комплексного действия СНПХ ПКД-515 - 0,5; формиат калия 10-50; вода техническая или морская - 49,5-89,5. Технический результат - увеличение плотности технологической жидкости, уменьшение количества ее компонентов, расширение диапазона использования. 1 пр., 2 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам, используемым в качестве рабочей среды при вторичном вскрытии продуктивных пластов перфорацией и глушении скважин при проведении ремонтно-восстановительных работ.

Известна технологическая жидкость (ТЖ) для перфорации и глушения нефтяных скважин (Пат. РФ №2401857, опубл. 20.10.2010), содержащая хлорид калия, водорастворимое ПАВ СНПХ-ПКД-515, ингибитор коррозии СОНКОР - 9510, воду. К недостаткам данного состава ТЖ можно отнести следующие:

- недостаточная утяжеляющая способность хлорида калия;

- дополнительное использование ингибитора коррозии СОНКОР-9510;

- многокомпонентность состава ТЖ;

- узкий относительно пластовых давлений диапазон использования ТЖ;

- высокое содержание хлоридов, что является неблагоприятным в экологическом отношении.

Технический результат, на достижение которого направлено заявляемое изобретение, состоит в увеличении плотности ТЖ, уменьшении количества компонентов ТЖ и, как следствие, упрощении ее приготовления, расширении диапазона использования ТЖ.

Новизна разработки заключается в научно обоснованном использовании формиата калия в качестве загустителя совместно с ПАВ комплексного действия в составе ТЖ и одновременно в качестве ингибитора коррозии.

Предлагаемое изобретение иллюстрируется чертежами, представленными на фиг.1, 2.

На фиг.1 представлено межфазное натяжение на границе с гептаном растворов ПКД-515 в присутствии формиата калия (СНСООК=14%) от концентрации ПКД-515 до и после адсорбции ПКД-515 из раствора на керне при t=21°C, на фиг.2 - динамика набухания бентонита в растворах солей с выходом 18 м3/т.

Замена хлорида калия на формиат калия позволяет увеличить плотность ТЖ: в прототипе она составляет 1,05-1,16 г/см3, в заявляемом изобретении - 1,05-1,56 г/см3. Замена хлорида калия на формиат калия позволяет исключить необходимость дополнительного использования ингибитора коррозии, т.к. формиат калия является и ингибитором коррозии.

Кроме того, при соизмеримой ингибирующей способности хлорида калия и формиата калия предлагаемую ТЖ можно использовать в более широком диапазоне пластовых давлений - коэффициент аномального пластового давления составляет от 1,2 до 1,4. Замена хлорида калия на формиат калия позволяет сократить содержание довольно токсичного и горючего ПКД-515 до 0,5%. Это обусловлено взаимным влиянием ПКД-515 и формиата калия, что и позволяет сократить содержание ПКД-515 при сохранении требуемых свойств ТЖ.

Были проведены следующие исследования.

В лабораторных условиях было измерено межфазное натяжение σ на границе с гептаном водного раствора ПКД-515 в присутствии формиата калия при различных концентрациях ПКД-515. Как в отсутствии, так и в присутствии минеральных солей ПКД-515 эффективно действует на межфазной границе вода/углеводород, понижая межфазное натяжение до низких значений σ≤5 мН/м (фиг.1). ПАВ комплексного действия ПКД-515 характеризуется высокой поверхностной активностью и способностью понижать межфазное натяжение на границе с углеводородом при концентрациях ПАВ 0,5%; 0,8%; 1,0%, т.е. использование формиата калия не оказывает существенного влияния на межфазное натяжение.

Исследовано влияние адсорбции ПКД-515 в присутствии формиата калия на керновом материале на понижение межфазного натяжения. Данные представлены в таблице (фиг.1). Адсорбция ПКД-515 на керне при длительном (в течение 24 час) контакте водного раствора ПКД с керном приводит к понижению содержания ПАВ в растворе. Это в свою очередь приводит к повышению поверхностного натяжения. При низких концентрациях исходного (до адсорбции) раствора ПКД-515 СПКД=0.5% разница между значениями межфазного натяжения σ до и после адсорбции составляет ~4 мН/м. При высоких концентрациях ПКД СПКД=1.0% эта разница уменьшается в два раза и составляет ~2 мН/м, что соответствует норме, т.е. σ меньше 10 мН/м.

Исследованы ингибирующие свойства формиата калия в сравнении с хлоридами калия и кальция. Оценка степени набухания немодифицированного бентонита, имеющего высокую степень коллоидальности (выход раствора 18 м3/т), в 5-10%-ных растворах солей позволяет сделать вывод о том, что формиат калия обладает достаточной ингибирующей способностью. Динамика набухания образцов бентонита в растворах солей представлена в таблице (фиг.2). При этом ингибирующую способность водных растворов формиата калия оценивали по степени набухания бентонита, имеющего коэффициент коллоидальности 0.92 по методу Ярова-Жигача. Набухаемость характеризовали увеличением линейного размера образца бентонита во времени при контакте с водными растворами минеральных солей. Максимальное время контакта 24 часа.

Исследования проводили с бентонитом, так как керновый материал Песчаноозерского месторождения в основном представлен песчаниками, а набухание присутствующего в нем глинистого материала можно оценить только по изменению проницаемости, что требует соответствующего аппаратурного оформления. К тому же использование высококоллоидального бентонита позволяет более полно оценить ингибирующую способность исследуемых растворов и исключить ошибки, появление которых возможно из-за неоднородности состава кернового материала.

Исследования устойчивости эмульсий на основе смесей нефти и водных растворов ПКД-515 в присутствии формиата калия, полученных при различных объемных соотношениях нефтяной и водной фаз, показали, что реагент комплексного действия ПКД-515 не обладает эмульгирующими свойствами и не стабилизирует водонефтяные эмульсии.

Совместимость технологической жидкости с пластовым флюидом.

Совместимость жидкости перфорации с пластовой водой оценивали по изменению оптической плотности смесей от объемной доли ТЖ. Полученные результаты свидетельствуют об отсутствии какого-либо физико-химического взаимодействия между ТЖ и пластовой водой, т.е. об их совместимости.

Жидкость обладает аналогичными поверхностно-активными свойствами, что и в прототипе, при более низком содержании ПКД-515 и меньшем количестве компонентов ТЖ.

Разработанная ТЖ для перфорации и глушения скважин позволяет:

- повысить продуктивность скважин;

- обеспечить сохранение коллекторских свойств пласта;

- ускорить процесс освоения скважин;

- частично восстановить коэффициент продуктивности.

Использовались результаты проведенных научно-исследовательских работ по изучению:

- адсорбции ПАВ комплексного действия ПКД-515 на керновом материале Песчаноозерского месторождения;

- межфазного и поверхностного натяжения растворов ПАВ ПКД-515 в присутствии формиата калия на границе с воздухом, углеводородом и нефтью;

- ингибирующей способности растворов формиата калия;

- эмульгирующей (деэмульгирующей) способности ПКД-515 по отношению к водонефтяным системам;

- совместимости ТЖ на основе водных растворов ПКД-515 в присутствии формиата калия с пластовой водой.

При вскрытии продуктивных пластов при репрессии ТЖ удовлетворяет следующим требованиям:

1. не взаимодействует с породой пласта, с пластовыми водами, фильтратом бурового раствора, проникшего в прискваженную зону в процессе вскрытия пласта бурением;

2. обладает высокой ингибирующей способностью (особенно для низкопроницаемых пластов);

3. имеет низкие значения межфазного и поверхностного натяжения на границе с нефтью;

4. гидрофобизирует породы пласта;

5. содержит не более 0.01% твердых частиц размером меньше 10 мкм;

6. имеет ограниченное время контакта с пластом; время начала освоения скважины после перфорации не должно превышать 24 часа.

Предложенная рецептура жидкости апробирована в лабораторных условиях.

ТЖ представляет собой водный раствор формиата калия с регулируемой плотностью, содержащий поверхностно-активное вещество (ПАВ) комплексного действия. В качестве ПАВ комплексного действия используется реагент СНПХ ПКД-515.

Компоненты ТЖ

1.Вода техническая или морская.

2.Формиат калия техн. ТУ 2432-007-52257004-2005.

3. СНПХ-ПКД-515 (ТУ 39-05765670-ОП-211-95), поставляется в жидком виде. Представляет собой композицию многофункциональных ПАВ (нефрас, этилбензол, изопропанол, неонол АФ 9-12, лапрол 5003-2-15), разработан ОАО НПО «Бурение». Активной основой ПКД-515 является неонол АФ 9-12 (ТУ 38.507-63-300-93). Неонол АФ 9-12 - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена, является высокоэффективным неионогенным поверхностно-активным веществом. Состав ТЖ

1. Содержание формиата калия определяется необходимой плотностью жидкости в соответствии с пластовым давлением продуктивных пластов.

2. Содержание ПАВ комплексного действия (СНПХ ПКД-515) строго регламентировано и не должно быть ниже 0,5%.

3. Рецептурный состав жидкости перфорации представлен в таблице

Наименование компонента Вещество Содержание, % Примечание
1 2 3 4
ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД-515 0,5
Водорастворимый утяжелитель и ингибитор коррозии формиат калия 10-50 Плотность ТЖ 1,05-1,56 г/см3
Вода техническая или морская 89,5-49,5
ИТОГО 100

Такое соотношение компонентов в составе ТЖ является наиболее оптимальным для достижения технического результата. Так, содержание формиата калия в количестве 10-50% обеспечивает необходимую плотность ТЖ. При содержании формиата калия меньше 10% ТЖ будет иметь недостаточную плотность, при содержании более 50% формиат калия просто уже не растворяется в воде. Содержание ПАВ в количестве 0,5% обусловлено тем, что ПКД-515 эффективно действует на межфазной границе вода/углеводород, понижая межфазное натяжение до низких значений σ≤5 мН/м как при концентрациях 0,5%, так и при 0,8%; 1,0% (фиг.1), таким образом, нецелесообразно использовать ПАВ в количестве 0,8% или 1,0% для достижения одного и того же результата.

Пример. Конкретный рецептурный состав 1 м3 ТЖ плотностью 1344 кг/м3 (на морской воде):

СНПХ-ПКД-515- 5 л (0,5 мас.%);

Формиат калия - 300 кг (30 мас.%);

вода морская - 695 л (69,5 мас.%).

Технология приготовления технологической жидкости

1. Общий объем жидкости рассчитывают исходя из условия полного заполнения скважины.

2. До начала приготовления ТЖ в соответствии с вместимостью емкости, выбранной для приготовления, рассчитывают количество материалов для приготовления одной порции жидкости.

3. Для приготовления ТЖ необходимо использовать техническую или морскую воду, не содержащую взвешенных механических примесей.

4. Емкости, используемые для приготовления и хранения ТЖ должны быть чистыми.

5. Приготовительную емкость заполняют технической или морской водой, в которой растворяют расчетное количество формиата калия. После полного растворения формиата калия вводят СНПХ ПКД-515 из расчета 0,5% (5 л/м3).

Заполнение скважины технологической жидкостью

1. Перед закачкой ТЖ в скважину предварительно готовят буферную разделительную пачку.

2. В качестве разделительной пачки используют водный раствор AQUA РАС R вязкостью 75-100 с. Приблизительный расход AQUA РАСР-5 кг/м3.

3. Объем разделительной пачки - 1 м3.

Техника безопасности

1. Формиат калия не токсичен, при растворении образует щелочные растворы. Пожаро - и взрывобезопасен.

2. СНПХ-ПКД-515 являются умеренно опасными веществами 3-го класса опасности по ГОСТ 12.1.007-76, оказывают раздражающее действие на кожу и слизистые оболочки. Работающие с ПКД-515 должны быть обеспечены средствами индивидуальной зашиты: очки защитные, резиновые перчатки или рукавицы.

По пожароопасным свойствам ПКД-515 относятся к группе легковоспламеняющихся жидкостей. Запрещается хранить и проводить работы с ПКД-515 вблизи источников нагревания, искрения, открытого огня.

При возникновении загорания в качестве средств пожаротушения применять песок, пенные и углекислотные огнетушители.

Способы и методы очистки от механических примесей и сроки консервации

1. ТЖ может использоваться многократно при условии отсутствия в ней механических примесей. Крупные механические примеси удаляют отстаиванием, для очистки механических примесей размером до 2 мкм необходимо использовать специальное оборудование - фильтр-пресс. Например, мобильный блок тонкой очистки, выпускаемый ОАО НПО «Бурение» согласно ТУ 3616-236-00147-001-2001.

2. Перед повторным использованием каждый раз необходимо восполнять потери ПКД-515, связанные с адсорбцией, разбавлениями и другими возможными потерями. Для этого в технологическую жидкость, очищенную от механических примесей, необходимо ввести ПКД-515 из расчета 5 л/м3 в количестве 0,1 л/м3.

Технологическая жидкость, включающая ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД-515, утяжелитель, ингибитор коррозии, воду техническую или морскую, характеризующаяся тем, что в качестве утяжелителя и ингибитора коррозии используют формиат калия при следующем соотношении компонентов, мас.%:

СНПХ ПКД-515 0,5
формиат калия 10-50
вода 49,5-89,5



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, конкретно к способам получения материалов, применяемым при креплении нефтяных и газовых скважин. Технической задачей настоящего изобретения является повышение степени сцепления волокон с цементной матрицей, что позволяет в полной мере использовать преимущества дисперсно-армированных композитов.
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.

Изобретение относится к гелеобразующим жидкостям на водной основе для обработки подземных формаций. Композиция для уменьшения времени сшивания водных растворов сшиваемого органического полимера, включающая: указанный полимер, смешанный с водной базовой жидкостью, боратный сшивающий агент, имеющий растворимость в воде при 22°С (71.6°F) в диапазоне от 0,01 кг/м3 до 10 кг/м3, и композицию модификатора сшивания в количестве, уменьшающем время сшивания, которая увеличивает скорость, с которой сшивающий агент обеспечивает гелеобразование сшиваемого органического полимера, где композиция модификатора содержит 90-98% об.

Изобретение относится к бурению нефтяных скважин. Способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) включает в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, в котором добавка к буровому раствору включает в себя продукт реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что добавка не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот.
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), преимущественно для добычи трудноизвлекаемых сланцевых углеводородов.

Изобретение относится к консолидации жидкостных стадий и применимо в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину. Способ поддержания консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину, содержащей контактирующую жидкость иного характера, прилегающую к жидкостной стадии, включает подмешивание твердых частиц по меньшей мере к жидкостной стадии или к соседней контактирующей жидкости в количестве, при котором между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости, и закачивание жидкостной системы в ствол скважины.

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.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонту и креплению скважин, и может быть использовано при ремонтно-изоляционных работах в скважинах для изоляции посторонних вод и газопереточных каналов в цементном кольце за эксплуатационной колонной.

Изобретение относится к композициям и способам, которые можно использовать для повышения нефтеотдачи. Предложена композиция, включающая сшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр неувеличенного объема 0,05-5000 мкм, и содержание сшивающих агентов 100-200000 частей на млн гидролитически лабильных сшивающих агентов на основе силиловых сложных эфиров или силиловых простых эфиров.

Изобретение относится к области порошковой металлургии, в частности к способам активации горения дисперсных порошков алюминия, которые могут быть использованы в различных областях промышленности.

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. В способе изготовления керамического проппанта, включающем помол исходной шихты, формирование гранул и их обжиг, обжиг производят в две стадии, на первой стадии производят предварительный обжиг гранул проппанта - сырца при температуре 700-950°C, после чего производят обработку обожженных гранул насыщенным водным раствором неорганической соли лития или калия, или натрия или их смесей, а на второй стадии производят окончательный спекающий обжиг гранул для получения проппанта максимально возможной прочности. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - увеличение растворимости в кислотах при использовании кислотной обработки. 3 з.п. ф-лы, 2 ил., 5 пр., 5 табл.
Изобретения относятся к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - обеспечение высоких ингибирующих и низких диспергирующих свойств бурового раствора, низкой водоотдачи, предотвращающих осыпи и обвалы, снижение увлажняющей способности раствора. Предложен буровой раствор на водной основе следующего состава, в кг/м3: структурообразователь Основа Медиум Б 10-40; KОН 0,05-0,3; регулятор реологии Поликсан 1,5-4,0; регулятор фильтрации раствора Оснопак НО 0,8-3,0; регулятор реологии и фильтрации Оснопак ВО 0,5-1,0; регулятор фильтрации Амилор Р-122 12-30; регулятор рН, ингибитор набухания известь гашеная 2-5; Ингибитор набухания гипс 15-18; Алюмокалиевые квасцы AlgypoDS-103 1,0-3,0; кольматант утяжелитель УМС-100 40-200; техническая вода остальное до куба, и способ получения бурового раствора. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.

Раскрыта совокупность керамических частиц, содержащая множество отдельных сыпучих частиц, которая может использоваться в самых разных промышленных процессах и продуктах, включая, например, абразивные среды, как зернистое покрытие для кровельного гонта на основе битума, как фильтрующая среда для жидкостей, как заменитель песка в процессах литья по выплавляемым моделям и как пропанты при бурильных работах с погружным пневмоударником, в которых керамические частицы могут именоваться пропантами. Это множество имеет полную массу и гранулометрический состав частиц. Эффективная ширина гранулометрического состава превышает 100 микронов и содержит три прилегающие и неперекрывающиеся области, включающие первую область, вторую область и третью область. Первая область прилегает ко второй области, а вторая область прилегает к третьей области. Ширина второй области составляет по меньшей мере 25% эффективной ширины. Масса частиц во второй области не превышает 15% полной массы множества частиц. Масса частиц в первой области и третьей области каждая превышает массу частиц во второй области. Технический результат заключается в совокупности частиц, обладающих определенными характеристиками для повышения сопротивления к раздавливанию, удельной проводимости и стойкости к осаждению при одновременном снижении стоимости производства для предприятия изготовителя керамических частиц. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 2 табл., 4 ил., 1 пр.

Изобретение относится к способу связывания немонолитных оксидных неорганических материалов отверждаемыми композициями, а также к отвержденным композициям, которые могут быть получены указанным способом. Способ заключается в осуществлении контакта неорганических материалов с отверждаемой композицией, содержащей, по меньшей мере, одну отверждаемую этерифицированную карбамидо-формальдегидную смолу, содержащую определенные структурные единицы, с последующим термическим отверждением смолы. Причем количество отверждаемой композиции составляет от 0,5 до 60 мас.% в пересчете на неорганические материалы и отверждение осуществляют при температуре от более 0 до 280°С. Полученные отвержденные композиции обладают улучшенными физико-механическими характеристиками. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 11 табл.

Группа изобретений относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов, и, более конкретно, к способам и композициям для обработки подземного пласта. Способ уменьшения водопроницаемости подземного пласта включает введение гелеобразующей жидкости для обработки в, по меньшей мере, часть подземного пласта и выдерживание гелеобразующей жидкости для образования геля в подземном пласте. При этом гелеобразующая жидкость содержит водную базовую жидкость, базовый полимер, органический сшивающий агент и модификатор времени гелеобразования. Причем базовый полимер содержит акриламидное мономерное звено. Модификатор времени гелеобразования содержит четвертичную аммониевую соль и уменьшает время гелеобразования жидкости для обработки. Органический сшивающий агент может содержать полимер, выбранный из группы, состоящей из полиэтиленимина, поливиниламина, любого их производного, любой их соли и любой их комбинации. Техническим результатом является повышение эффективности гелеобразования. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к осадко- и гелеобразующим реагентам на основе водорастворимых акриловых полимеров, предназначенным для снижения водопроницаемости неоднородных нефтяных пластов и ограничения притока вод в продуктивные скважины при разработке нефтяных месторождений заводнением. Способ получения акрилового реагента заключается в том, что гидролизуют влажные отходы волокна Нитрон в растворе натра едкого с добавлением в реакционную смесь технических лигносульфонатов в течение 2-2,5 ч при температуре 95-100°С. При этом соотношение компонентов следующее: влажные отходы волокна Нитрон, в пересчете на абсолютно сухое волокно - 7-8 мас.%, натр едкий - 6-7,5 мас.%, лигносульфонаты, в пересчете на сухое вещество - 5-6 мас.%, вода - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности ограничения притоков вод в нефтяном пласте. 1 ил., 2 табл.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин, повышение эффективности охвата пласта воздействием, расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину соли алюминия и щелочного реагента и отбор нефти через добывающие скважины, предварительно до закачки в пласт на устье скважины получают коллоидно-дисперсную систему - КДС с концентрацией от 1,5 до 50,0 мас.% и рН 6,70-8,75 одновременным дозированием 0,5-10%-ного раствора соли алюминия и 1,0-20%-ного раствора щелочного реагента в воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: соль алюминия - 0,05-3,0, щелочной реагент - 0,1-6,0, вода - остальное, перемешивают указанные растворы с водой в смесительной емкости в течение 10-30 мин, затем полученную КДС закачивают в пласт в непрерывном режиме до снижения удельной приемистости скважины на 5-30% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, и продавливают в пласт водой. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта по другому варианту, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину соли алюминия и щелочного реагента и отбор нефти через добывающие скважины, предварительно до закачки в пласт на устье скважины получают КДС с концентрацией от 1,5 до 50,0 мас.% и pH 6,70-8,75 одновременным дозированием порошкообразных реагентов соли алюминия и щелочного реагента в воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: соль алюминия - 0,05-3,0, щелочной реагент - 0,1 - 6,0, вода - остальное, перемешивают указанные компоненты с водой в смесительной емкости в течение 10-30 мин, затем полученную КДС закачивают в непрерывном режиме в пласт до снижения удельной приемистости скважины на 5-30% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, и продавливают в пласт водой. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 47 пр.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к производству проппантов, используемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. В способе производства проппанта, включающем подготовку исходного алюмосиликатного сырья, его помол со спекающей добавкой, гранулирование шихты в смесителе-грануляторе с добавлением 3% водного раствора органического связующего, сушку, обжиг и рассев обожженных гранул, в качестве указанной спекающей добавки используют ферромарганец и/или силикомарганец в суммарном количестве 0,1-7,0 мас.% от массы исходного алюмосиликатного сырья при массовом соотношении ферромарганец: силикомарганец, равном (0-1,0):(1,0-0). Проппант, используемый при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта, полученный в виде гранул с пикнометрической плотностью 1,8-3,2 г/см3 и размерами 0,2-4,0 мм из смеси исходного алюмосиликатного сырья, 3% водного раствора органического связующего и спекающей добавки, где в качестве спекающей добавки используют ферромарганец и/или силикомарганец в суммарном количестве 0,1-7,0 мас.% от массы исходного алюмосиликатного сырья при массовом соотношении ферромарганец: силикомарганец равно (0-1,0):(1,0-0). Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - снижение плотности спеченных керамических проппантов при сохранении их прочности. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 35 пр., 1 табл.

Изобретения могут быть использованы в области химии, а также в области обработки подземных формаций. Способ включает стадии обеспечения материала, содержащего бор, выбранного из группы, состоящей из улексита, пробертита, кернита и их смесей, введения материала, содержащего бор, в предварительно нагретую до температуры от 426,7 °С до 537,8 °С печь, а также его нагревание от примерно 5 мин до примерно 120 мин, удаления материала, содержащего бор, из печи и охлаждения его до комнатной температуры. Получен продукт с содержанием бора в пределах от 20% до 40% и временем сшивания, определенным по методу Vortex Closure Test, которое составляет от 35% до 95% в расчете на время сшивания с применением исходного материала, или увеличенным временем сшивания от 45% до 90% по сравнению с временем сшивания исходного материала. Полученный продукт используют в качестве сшивающего агента для получения жидкости для осуществления разрыва подземных формаций. Изобретения позволяют обеспечить быструю и эффективную сушку соединений, содержащих бор, с получением соединений, которые характеризуются содержанием доступного бора, превышающим 10 вес.%, и уменьшением времени сшивки, а также стойкостью к поглощению влаги.4 н. и 14 з.п. ф-лы, 1 ил., 5 табл., 3 прим.
Изобретение относится к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, для глушения и выполнения различных видов работ, в том числе в многопластовых скважинах, имеющих разное пластовое давление и проницаемость пластов. Технический результат - совместимость растворов с пластовыми водами, отсутствие осадка при разбавлении растворов пластовыми водами, исключение необратимой кольматации пор пласта твердыми частицами, низкие кристаллизация и коррозия растворов, снижение энергозатрат за счет увеличения скорости растворения состава в связи с повышением температуры при растворении хлоридов металлов. Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин содержит, масс.%: хлорид кальция 25,7-40,8; нитрат кальция 12,9-24,4; хлорид цинка 38,1-60,0; оксид цинка 0,3-0,7; тиосульфат натрия 0,1-0,7. 1 табл., 7 пр.
Наверх