Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин

Авторы патента:

C09K8/00 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2519019:

Рябоконь Сергей Александрович (RU)

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.

Известен состав для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, который содержит, масс.%: хлорид кальция 13,3-21,9; нитрат кальция 13,3-21,9; хлорид цинка 52,55-72,1; хлорид натрия 0,5-2,35; бензоат натрия 0,80-1,30 (RU 2365612, С09К 8/42, 2009).

Недостатком такого состава является повышенная коррозионная активность жидкостей на его основе, что требует их дополнительной обработки ингибиторами коррозии, которые, в свою очередь, повышают токсичность раствора.

Известен состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью, который содержит, масс.%: нитрат кальция 31,20-49,0; хлорид цинка 0,20-37,59; оксид цинка 0,01-1,80; хлорид кальция - остальное (RU 2423405, С09К 8/06, С09К 8/42, 2011).

Коррозионная активность жидкости на основе данного состава снижена за счет введения в него оксида цинка в соотношении до 1,8 мас.%. Однако из-за нерастворимости оксида цинка в воде при приготовлении жидкости из данного состава с повышенным содержанием оксида цинка до 1,8% в растворе появляются дополнительные центры кристаллизации, что ведет к ее ускорению и, как итог, значительному повышению температуры кристаллизации раствора, что препятствует его использованию в условиях низких температур. При снижении содержания оксида цинка до 0,01% температура кристаллизации снижается, но повышается коррозионная активность раствора. Кроме того, данный состав с пластовыми водами образует значительный осадок, отрицательно влияющий на продуктивность пласта.

Задачей, поставленной перед заявляемым изобретением, является разработка рецептуры состава для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью, обеспечивающего наряду с низкой коррозионной активностью низкую температуру кристаллизации, что позволяет использовать его при глушении и ремонте скважин в районах Крайнего Севера и Сибири. Кроме того, поставлена задача совместимости жидкости, приготовленной из состава, с пластовыми водами без образования осадка, кольматирующего продуктивный пласт скважины и снижающего приток нефти и газа.

Поставленная задача решается тем, что состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, содержащий нитрат кальция, хлорид кальция, хлорид цинка и оксид цинка, дополнительно содержит тиосульфат натрия при следующих соотношениях компонентов, 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	0,3-0,7

Совокупность существенных признаков заявляемого состава обеспечивает получаемому из него раствору следующий технический результат: низкую коррозионную активность в сочетании с низкой температурой кристаллизации, требуемой для составов, используемых в районах Крайнего Севера и полную совместимость с пластовыми водами без образования осадка. Указанный технический результат достигается за счет синергетического эффекта от взаимодействия тиосульфата натрия с компонентами состава, при котором происходит связывание ионов металлов в растворе в очень устойчивые растворимые комплексные ионы, не дающие осадка при смешивании с пластовыми водами, а также снижающие коррозионную активность раствора и температуру его кристаллизации.

Процесс приготовления заявляемого состава производится путем смешения компонентов. Приготовление технологических жидкостей производится путем растворения сухой композиции полученного состава в пресной воде.

Примеры приготовления технологических жидкостей

Пример 1 (сравнительный). В стакане с механической мешалкой в соотношении 1:1 смешивали 312 г хлорида кальция и 312 г нитрата кальция, 358 г хлорида цинка и 18 г оксида цинка (масс.%: 31,2: 31,2: 35,8:1,4). Полученный состав растворяли в 375 мл пресной воды. Получившиеся 774 мл рассола плотностью 1,8 г/см³ испытывали на коррозионную активность, кристаллизацию, условную вязкость, совместимость с пластовыми водами в соответствии с применяющимися методиками. Результаты испытаний представлены в таблице 1 (состав 1).

Пример 2. В механической мешалке смешивали 408 г хлорида кальция и 204 г нитрата кальция (в соотношении 2:1), 381 г хлорида цинка, 3 г оксида цинка и 3 г тиосульфата натрия (масс.%: 40,8:20,4:38,1:0,3:0,3). Полученный состав растворяли в 414,2 мл пресной воды. Получившиеся 831,9 мл рассола плотностью 1,7 г/см³ испытывали аналогично примеру 1.

Пример 3. В механической мешалке смешивали 406 г хлорида кальция и 203 г нитрата кальция (в соотношении 2:1), 381 г хлорида цинка, 5 г оксида цинка и 5 г тиосульфата натрия (масс.%: 40,6:20,3:38,1:0,5:0,5). Полученный состав растворяли в 333 мл пресной воды. Получившиеся 761,9 мл рассола плотностью 1,75 г/см³ испытывали аналогично примеру 1.

Пример 4. В механической мешалке смешивали 385 г хлорида кальция и 192 г нитрата кальция (в соотношении 2:1), 413 г хлорида цинка, 5 г оксида цинка и 5 г тиосульфата цинка (масс.%: 38,5:19,2:41,3:0,5:0,5). Полученный состав растворяли в 308,2 мл пресной воды. Получившиеся 726,8 мл рассола плотностью 1,8 г/см³ испытывали аналогично примеру 1.

Пример 5. В механической мешалке смешивали 257 г хлорида кальция и 129 г нитрата кальция (в соотношении 2:1), 600 г хлорида цинка, 7 г оксида цинка и 7 г тиосульфата натрия (масс.%: 25,7:12,9:60:0,7:0,7). Полученный состав растворяли в 302,42 мл пресной воды. Получившиеся 685,5 мл рассола плотностью 1,9 г/см³ испытывали аналогично примеру 1.

Пример 6. В механической мешалке смешивали 365 г хлорида кальция и 244 г нитрата кальция (в соотношении 1,5:1), 381 г хлорида цинка, 5 г оксида цинка и 5 г тиосульфата натрия (масс.%: 36,5:24,4:38,1:0,5:0,5). Полученный состав растворяли в 408,4 мл пресной воды. Получившиеся 828,5 мл рассола плотностью 1,7 г/см³ испытывали аналогично примеру 1.

Пример 7. В механической мешалке смешивали 456 г хлорида кальция и 152 г нитрата кальция (в соотношении 3:1), 382 г хлорида цинка, 5 г оксида цинка и 5 г тиосульфата натрия (масс.%: 45,6:15,2:38,2:0,5:0,5). Полученный состав растворяли в 408,4 мл пресной воды. Получившиеся 822,2 мл рассола плотностью 1,713 г/см³ испытывали аналогично примеру 1.

Результаты испытаний составов 1-7 представлены в таблице 1.

Таблица 1
Состав	Плотность при 20°C, г/см	рН водного раствора (1:10)	Температура кристаллизации, °С	Скорость коррозии при температуре 100°C, мм/год	Совместимость с пластовыми водами при температуре 90°C в течение 6 час, % объем. осадка
Состав 1 - прототип	1,8	5,83	-19	0,056	15

Состав 2	1,7	5,97	-36	0,061	Не образ. осадка
Состав 3	1,75	5,7	-38	0,070	Не образ. осадка
Состав 4	1,8	5,66	-32	0,078	Не образ. осадка
Состав 5	1,9	5,3	-40	0,120	Не образ. осадка
Состав 6	1,7	5,9	-36	0,047	Не образ. осадка
Состав 7	1,713	5,98	-35	0,064	Не образ. осадка

Совместимость растворов с пластовыми водами проверена путем смешения отстоявшихся растворов в равных объемных долях с пластовыми водами, например, Приобского месторождения и Усть-Балыкского месторождения, имеющих наиболее распространенную степень минерализации, при температуре 90°С в течение 6 час.

По данным, приведенным в таблице 1, можно отметить, что использование заявляемого состава позволяет получить растворы с более низкой кристаллизацией по сравнению с прототипом, низкой коррозией, без образования осадка при разбавлении с пластовыми водами. Применение состава для приготовления растворов, совместимых с пластовыми флюидами любой степени минерализации и ионного состава, позволяет исключить необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.

Кроме того, при приготовлении раствора достигается снижение энергозатрат за счет увеличения скорости растворения состава в связи с повышением температуры при растворении хлоридов металлов, взятых в больших соотношениях, например хлорид кальция к нитрату кальция: от 1,5:1 до 3:1, по сравнению с аналогами, в которых соотношение хлорида кальция к нитрату кальция составляет 1:1.

Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, содержащий нитрат кальция, хлорид кальция, хлорид цинка и оксид цинка, отличающийся тем, что дополнительно содержит тиосульфат натрия при следующих соотношениях компонентов, масс.%:

Хлорид кальция	25,7-40,8
Нитрат кальция	2,9-24,4
Хлорид цинка	38,1-60,0
Оксид цинка	0,3-0,7
Тиосульфат натрия	0,3-0,7

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.

Способ получения проппанта и проппант // 2518618

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к производству проппантов, используемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта.

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта (варианты) // 2518615

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.

Способ получения акрилового реагента для ограничения притока вод в нефтяном пласте // 2517558

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.

Гелеобразующие жидкости для обработки, содержащие соли четвертичного аммония в качестве модификаторов времени гелеобразования, и способы их использования // 2517342

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 связывания немонолитных оксидных неорганических материалов этерифицированными аминопласт-смолами, отвержденные композиции из этих материалов и этерифицированные аминосмолы // 2516505

Изобретение относится к способу связывания немонолитных оксидных неорганических материалов отверждаемыми композициями, а также к отвержденным композициям, которые могут быть получены указанным способом.

Совокупность керамических частиц и способ ее изготовления (варианты) // 2516421

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.

Алюмогипсокалиевый буровой раствор и способ его получения // 2516400

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.

Способ изготовления керамического проппанта // 2515661

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.

Технологическая жидкость для перфорации и глушения нефтяных скважин // 2515626

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.

Способ приготовления состава для получения кислоторастворимого тампонажного камня // 2519144

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу приготовления состава для получения кислоторастворимого тампонажного камня. Способ может быть использован для приготовления составов, применяемых преимущественно для закрепления водоизоляционных составов в горизонтальном стволе скважины, для временного блокирования пластов, установки опорного моста с целью зарезки бокового ствола скважины. Технический результат - повышение прочности кислоторастворимого тампонажного камня. Способ приготовления состава для получения кислоторастворимого тампонажного камня включает смешение микрокальцита с размером частиц 160-315 мкм с бездобавочным тампонажным портландцементом, добавление воздухововлекающей добавки «Аэропласт» в пресную воду и затворение смеси бездобавочного тампонажного портландцемента с микрокальцитом пресной водой с добавлением воздухововлекающей добавки «Аэропласт» при следующем соотношении компонентов: бездобавочный тампонажный портландцемент - 59,9-64,95 мас.ч.; микрокальцит - 35-40 мас.ч.; воздухововлекающая добавка «Аэропласт» - 0,05-0,1 мас.ч.; пресная вода - 50 мас.ч. 1 пр., 2 табл.

Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами // 2519262

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ремонтно-изоляционных работ, увеличения нефтеотдачи пластов. Способ изоляции пластов цементно-силикатными растворами включает нагнетание в прискважинную зону пласта цементного раствора с ускорителем схватывания. Тампонирование осуществляют циклической последовательно-чередующейся закачкой в скважину растворов силиката натрия (массовая доля от 20 до 45%, силикатный модуль более 2,5) с наполнителем - древесной мукой (массовая доля не более 3%) и цемента, затворенного на водном растворе силиката натрия (массовая доля не более 5%) в соотношении к цементу равным 0,5. Причем растворы силиката натрия и цемента при закачке разделяют буфером - пресной водой в объеме от 10 до 15% от объема технологических труб, спущенных в скважину. Объемное соотношение цементного раствора к раствору силиката натрия составляет от 0,3 до 0,7. Техническим результатом является повышение качества изоляции пластов независимо от степени проницаемости пласта и размеров проводящих каналов, сокращение сроков бурения и ремонта осложненных скважин, увеличение добычи углеводородного сырья. 1 ил., 1 табл.

Способ изоляции водопритоков в скважину // 2520190

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, может быть использовано при изоляции водопритоков в скважину. Способ изоляции водопритоков в скважину включает определение приемистости скважины при максимальном давлении, закачку в пласт гелеобразующего состава с последующим докреплением нефильтрующимся в пласт составом. Продавливают указанные составы с одновременным контролем давления на устье скважины. Осуществляют технологическую выдержку скважины под давлением. Вымывают излишки нефильтрующегося в пласт состава из колонного пространства обратной промывкой с противодавлением. В качестве гелеобразующего используют состав при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: биополимер ксантанового ряда 0,4-0,6, триэтаноламинтитанат-1 0,5-0,8, вода - остальное, в объеме Vго, рассчитываемом по приведенному математическому выражению. Закачку ведут с постоянным расходом при давлении закачки не менее 0,7 давления приемистости пласта. В качестве нефильтрующегося в пласт состава используют гелеобразующий состав, в который дополнительно вводят наполнитель - мел химически осажденный, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: биополимер ксантанового ряда 0,4-0,6, триэтаноламинтитанат-1 0,5-0,8, мел химически осажденный 5-10, вода - остальное. Техническим результатом является повышение технологичности и эффективности изоляции водопритоков в скважину за счет создания более прочного водоизоляционного экрана. 1 пр., 3 табл.

Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины // 2520217

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины. Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины включает спуск в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и установку открытого конца НКТ на глубине ниже интервала нарушения. Заполняют скважину технологической жидкостью с выходом технологической жидкости из кольцевого пространства на поверхность. Определяют приемистость интервала нарушения. После определения приемистости выбирают двухкомпонентный тампонажный состав, определяют его плотность и соотношение компонентов тампонажного состава. Создают циркуляцию технологической жидкости с температурой 5-10°С и плотностью меньше или больше плотности закачиваемого двухкомпонентного тампонажного состава на 5% до выравнивания температуры и плотности в НКТ и кольцевом пространстве за НКТ. Готовят двухкомпонентный тампонажный состав в непрерывном потоке с подачей его в емкость и одновременно с подачей в непрерывном режиме закачивают его в НКТ и продавливают технологической жидкостью с температурой 5-10°С и плотностью меньше или больше плотности закачиваемого двухкомпонентного тампонажного состава на 5% до равновесия столбов жидкости в НКТ и кольцевом пространстве за НКТ. Поднимают НКТ до верхней границы двухкомпонентного тампонажного состава с последующей контрольной срезкой излишков двухкомпонентного тампонажного состава. Производят закачку двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения с расходом не более 2 л/с. При достижении давления на 10% ниже предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну закачку останавливают и по мере снижения давления производят периодическое подкачивание двухкомпонентного тампонажного состава в интервал нарушения до получения нулевой приемистости. Далее подкачивание прекращают и плавно снижают давление в стволе скважины до 40-60% от достигнутого в процессе подкачки. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ при герметизации эксплуатационных колонн, повышение точности контроля закачки запланированного объема тампонажного состава. 1 ил.

Новые утяжелители для использования в цементных, буферных и буровых текучих средах // 2520233

Изобретение относится к цементной композиции, способу цементирования в межтрубном пространстве между обсадной колонной скважины и буровой скважиной и к сухой цементной композиции. Цементная композиция содержит: воду; гидравлический цемент - портландцемент и утяжелительную систему, включающую металлокремниевый сплав или смеси металлокремниевых сплавов, с кварцевым песком, где содержание кварцевого песка составляет 10-35% в расчете на массу цемента, причем утяжелительная система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 5,0 г/см3. Способ цементирования в межтрубном пространстве между обсадной колонной скважины и буровой скважиной включает помещение в межтрубное пространство цементной композиции, указанной выше. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - получение композиции, имеющей высокую плотность, при одновременном сохранении свойств текучих сред, включая способность к перекачиванию, газонепроницаемость, низкую тенденцию к разделению и уменьшенное высокотемпературное снижение прочности цемента. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 4 табл., 2 ил.

Тампонажный состав "реолит" // 2520608

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к строительству и ремонту скважин, при цементировании обсадных колонн и проведении водоизоляционных работ при низких и нормальных скважинных температурах. Технический результат заключается в повышении изолирующей способности, прочностных и адгезионных свойств образующегося цементного камня, при одновременном обеспечении прокачиваемости тампонажного состава и достижении оптимальных сроков его твердения при низких и нормальных скважинных температурах при цементировании обсадных колонн и проведении водоизоляционных работ в скважинах. Тампонажный состав содержит цемент и комплексную добавку. В качестве цемента содержит портландцемент. Комплексная добавка состоит из поливинилпирролидона, поликарбоксилата и воды технической. Дополнительно она содержит ультрадисперсный кремнезем и пеногаситель, при следующем соотношении компонентов, вес.ч.: при следующем соотношении компонентов тампонажного состава, вес.ч.: портландцемент 100, поливинилпирролидон 0,7-0,8, поликарбоксилат Melflux 1641F 0,25-0,4, ультрадисперсный кремнезем в виде белой сажи БС-120 0,2-0,4, пеногаситель 0,03-0,04, вода техническая 42-43. 3 пр., 2 табл.

Армированные эластомеры // 2520794

Группа изобретений относится к эластомерам и, конкретнее, к армированным эластомерам. Способ выполнения скважинного уплотнения в стволе скважины содержит создание базового полимера и армирующего активного наполнителя, включающий в себя матрицу дискретных частей первого материала, расположенную в базовом полимере. Развертывают скважинное уплотнение в стволе скважины в первой фазе. Воздействуют на скважинное уплотнение текучей среды ствола скважины, при этом осуществляется переход уплотнения во вторую фазу под воздействием текучей среды ствола скважины. Причем дискретные части первого материала отличаются взаимодействиями между собой и/или с базовым полимером, более слабыми перед воздействием текучей среды ствола скважины, чем после воздействия. При этом первая фаза отличается первым модулем упругости, и вторая фаза отличается вторым модулем упругости, второй модуль больше первого модуля. Техническим результатом является повышение эффективности уплотнения. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 14 ил., 2 пр., 4 табл.

Способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин // 2521236

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих газовых скважин, в том числе используемых для подземного хранения газа. Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами включает создание фильтра путем приготовления и закачки отверждающегося полимерного состава в призабойную зону. При этом перед и после указанным составом закачивается растворитель, объем которого составляет 10-30% об. от полимерного состава. После чего скважину продувают потоком газа и производят выдержку на реагирование и отверждение состава. Причем качестве отверждающегося полимерного состава используется смесь кремнийорганической смолы и растворителя Химеко-П - 95,0-98 мас.%: отвердитель АГМ-9 - 5,0-2,0 мас.%, представляющий собой аминопропилтриэтоксисилан. В качестве растворителя используется ксилол или смесь кубовых остатков ректификации КОРЭ 0,0-100 мас.% и 100,0-0,0 мас.% ароматического растворителя Нефрас А. Техническим результатом является повышение эффективности способа. 1 ил., 1 табл.

Буровой раствор // 2521259

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к безглинистым гелево-эмульсионным буровым растворам для бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин с различными отклонениями от вертикали. Буровой раствор, содержащий углеводородную фазу и поверхностно-активные вещества, утяжелитель, минеральные соли, стабилизатор и воду, содержит в качестве углеводородной фазы и поверхностно-активных веществ добавку МУЛЬТИОЛ, в качестве стабилизатора - МУЛЬТИСТАР и ксантановую камедь и дополнительно гидроксид натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.%: реагент МУЛЬТИОЛ 8,5-25, стабилизатор МУЛЬТИСТАР 1,5-2,0, ксантановая камедь 0,2-0,5, карбонат кальция 5-20, хлорид магния 4-15, гидроксид натрия 1-2, вода остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение ингибирующих и смазочных свойств. 7 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

Проппант и способ его применения // 2521680

Изобретение относится к созданию расклинивающих агентов - проппантов, которые используются для удержания в открытом состоянии трещин в породах, образованных при закачке жидкости с проппантом в нефтяные, газовые и геотермальные скважины. Проппант, полученный из каолина Нижне-Увельского месторождения, представляющий собой спеченные обожженные керамические гранулы со средним размером 0,15-2,0 мм, с насыпной плотностью 1,35-1,47 г/см3 и удельным весом 2,37-2,49 г/см3, состава, мас.%: оксид алюминия 17,00-29,00, диоксид кремния 65,00-77,00, оксид кальция 0,20-0,39, оксид хрома 0,03-0,0, оксид железа 1,80-4,20, оксид калия 0,40-0,95, оксид натрия 0,20-0,38, оксид титана 1,20-2,00, оксид магния 0,50-1,00, оксид марганца 0,00-0,01, пятиокись фосфора 0,00-0,01. Способ применения указанного выше проппанта в качестве расклинивающего агента при интенсификации добычи нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта путем закачивания в продуктивный пласт смеси, содержащей гранулы проппанта. Технический результат - повышение прочности. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.