Полимерная композиция для высокоминерализованных утяжеленных буровых растворов на водной основе



Владельцы патента RU 2525537:

Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (RU)

Изобретение относится к реагентам для химической обработки высокоминерализованных утяжеленных буровых растворов на водной основе, используемых при бурении высококоллоидальных глинистых пород и зон аномально высокого пластового давления АВПД. Технический результат - значительное снижение показателя высокотемпературной фильтрации, оптимальные структурно-механические и вязкостные характеристики растворов для безаварийного бурения пологих и горизонтальных скважин, сложенных высококоллоидальными глинистыми породами при температурах до 100°C. Полимерная композиция для высокоминерализованных утяжеленных буровых растворов на водной основе включает гидролизованный цианэтилированный поливиниловый спирт, синтезируемый путем взаимодействия акрилонитрила с поливиниловым спиртом в водно-щелочной среде, и оксиэтилцеллюлозу при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: гидролизованный цианэтилированный поливиниловый спирт 80-90, оксиэтилцеллюлоза 10-20. 3 табл., 2 пр.

 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к реагентам для химической обработки высокоминерализованных утяжеленных буровых растворов на водной основе, используемых при бурении высококоллоидальных глинистых пород и зон аномально высокого пластового давления (АВПД).

Ассортимент реагентов-стабилизаторов буровых растворов в условиях полиминеральной агрессии не велик. Кроме крахмала, отличающегося низкой устойчивостью к термальной и бактериальной деструкции, известно использование оксиэтилированной целлюлозы (ОЭЦ) (Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. - М.: Недра, 1984. - С.61). В качестве ОЭЦ используется Сульфацелл-2 (марок 400, 800, 2000), выпускаемый в соответствии с ТУ 2231-013-32957739-01. Реагент повышает пластическую вязкость высокоминерализованных утяжеленных буровых растворов на водной основе, увеличивая их несущую способность, и уменьшает проникновение водной фазы в поровое пространство продуктивных пластов.

Недостатком низковязкой (низкомолекулярной) модификации оксиэтилцеллюлозы (марки 400) является высокий показатель высокотемпературной фильтрации (Ф при 100°C) высокоминерализованных утяжеленных буровых растворов на водной основе в условиях полиминеральной агрессии. Высокомолекулярная модификация продукта (марки 2000) обладает допустимым показателем высокотемпературной фильтрации (Ф при 100°C), но пластическая вязкость (ηпл) превышает допустимую более чем в 5 раз, что неприемлемо с точки зрения гидродинамических сопротивлений при промывке скважины.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является изобретение, в котором предлагается использовать гидролизованный цианэтилированный поливиниловый спирт (ЦЭПС), синтезируемый путем взаимодействия акрилонитрила (ГОСТ 11097-86) с поливиниловым спиртом (ГОСТ 10779-78) в водно-щелочной среде, в качестве понизителя показателя фильтрации (Ф при 20°C и Ф при 100°C) глинистых буровых растворов на водной основе с содержанием поливалентных катионов до 10% (АС №732357 от 17.04.78, опубликовано 08.05.80 г.).

Недостатком ЦЭПСа является высокое значение показателя высокотемпературной фильтрации (Ф при 100°C) высокоминерализованных утяжеленных буровых растворов на водной основе с содержанием поливалентных катионов более 10% (результаты исследований представлены в таблице ниже).

Решаемой задачей и ожидаемым техническим результатом является создание полимерной композиции с содержанием поливалентных катионов более 10%, обеспечивающей снижение показателя высокотемпературной фильтрации (Ф при 100°С) высокоминерализованных утяжеленных буровых растворов на водной основе. При этом технологические показатели растворов должны находиться в следующих пределах:

показатель фильтрации при 100°C (Ф при 100°C) 3-5 см3
пластическая вязкость при 20°C (ηпл) 50-60 мПа·с
динамическое напряжение сдвига при 20°C (τ0) 60-90 дПа
показатель увлажняющей способности глин (П0) 0,01-0,03 м/час,

что в свою очередь позволяет обеспечить исключение дифференциальных прихватов бурового инструмента, продавочные давления в циркуляционной системе не более 14 МПа и устойчивое состояние ствола скважины минимального диаметра (70 мм) к обвало- и кавернообразованию на протяжении не менее 15 суток.

Поставленная задача решается тем, что полимерная композиция для высокоминерализованных утяжеленных буровых растворов на водной основе, включающая гидролизованный цианэтилированный поливиниловый спирт, синтезируемый путем взаимодействия акрилонитрила (ГОСТ 11097-86) с поливиниловым спиртом (ГОСТ 10779-78) в водно-щелочной среде, дополнительно содержит оксиэтилцеллюлозу (ТУ 2231-013-32957739-01) при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

гидролизованный цианэтилированный поливиниловый спирт 80-90
оксиэтилцеллюлоза 10-20

Совместное применение оксиэтилцеллюлозы и гидролизованного цианэтилированного поливинилового спирта обеспечивает получение синергетического эффекта снижения показателя высокотемпературной фильтрации. Синергизм действия наблюдается при суммарном содержании реагентов полимерной композиции в пределах 0,2-0,4% по массе от объема раствора, при этом максимальный эффект достигается при соотношении гидролизованный ЦЭПС:ОЭЦ=8-9: 1-2. Синергизм действия объясняется образованием мозаичной структуры линейного низкомолекулярного цианэтилированного поливинилового спирта и спиралевидных макромолекул высокомолекулярной оксиэтилцеллюлозы, которые в системе с реагентом создают устойчивую пространственную решетку, исключающую внутри и межмолекулярную «сшивку» поливалентными катионами. В этом случае пластическая вязкость и показатель высокотемпературной фильтрации получаемой полимерной композиции не превышают указанных пределов, что подтверждается результатами исследований, представленными ниже.

На модельном буровом растворе с содержанием поливалентных катионов более 10% мас., представляющем собой в массовых концентрациях 0,25%-ный раствор биополимера XG Polimer (ТУ 2235-003-97176409-09), обработанный 4% мела МТД-1 (ТУ 5743-001-53346358-98) и утяжеленный комплексной солевой добавкой Юнисалт-А (ТУ2458-002-60370134-2011) до плотности 1,56 г/см3, по показателям фильтрации (Ф при 20°C и Ф при 100°C) проводилась оценка стабилизирующего действия новой полимерной композиции. Реологические показатели (пластическая вязкость - ηпл, мПа·с и динамическое напряжение сдвига - τ0, дПа) высокоминерализованного утяжеленного бурового раствора на водной основе определялись на вискозиметре типа Fann 35 S. Структурно-механические показатели (статическое напряжение сдвига - СНС1/10, дПа) определялись на приборе СНС-2.

Показатель фильтрации (Ф при 20°C, см3/30 мин) оценивался с помощью фильтра-пресса при перепаде давления 0,7 МПа. Показатель высокотемпературной фильтрации (Ф при 100°C, см3/30 мин) оценивался с помощью фильтр-пресса высокого давления и высокой температуры при перепаде давления 3,45 МПа и температуре 100°C. Показатель увлажняющей способности глин (П0, см/час) определялся в соответствии с РД 39-2-813-82.

Исследования показали, что добавка Сульфацелл-2 марки 400 к модельному раствору порядка 0,2-0,6% приводит к значительному повышению пластической вязкости (ηпл) и динамического напряжения сдвига (τ0) (таблица 1). При этом реагент хорошо снижает показатель высокотемпературной фильтрации (Ф при 100°C) высокоминерализованного утяжеленного бурового раствора на водной основе. В таблице 1 также представлены результаты обработки модельного раствора гидролизованным цианэтилированным поливиниловым спиртом в количестве 0,2-0,4 мас.% от объема высокоминерализованного утяжеленного бурового раствора на водной основе. С увеличением концентрации ЦЭПС наблюдается снижение показателя высокотемпературной фильтрации (Ф при 100°C) в меньшей степени, чем при обработке Сульфацелл-2 марки 400, при этом динамическое напряжение сдвига (τ0) также падает.

Таблица 1
Фильтрационные и реологические показатели модельного бурового раствора со стабилизирующими добавками, вводимыми по отдельности
Добавка, % Ф при 20°C, см3/30 мин Ф при 100°C, см3/30 мин ηпл при 20°C, мПа·с τ0 при 20°C, дПа
Сульфацелл-2 марки 400
0 14,6 32 55 96
0,05 10,5 23 57 104
ОД 8,3 15,0 69 145
0,2 4,6 9,7 75 234
0,4 2,0 6,2 88 >300
0,6 1,2 4,8 102 >300
ЦЭПС
0,05 13,3 24 53 96
0,1 7,4 12,7 55 74
0,2 3,1 10,4 57 56
0,4 1,3 7,9 68 53

При обработке раствора такими же количествами Сульфацелла-2 марки 400 и гидролизованного ЦЭПС в виде готовой заявляемой полимерной композиции показатели фильтрации при 20 и 100°C (Ф при 20°C и Ф при 100°C) снижаются значительно больше (таблица 2), а реологические показатели (пластическая вязкость - ηпл и динамическое напряжение сдвига - τ0), влияющие на гидродинамическое сопротивление циркуляции высокоминерализованных утяжеленных буровых растворов на водной основе в скважине, изменяются незначительно. При соотношениях компонентов: гидролизованный ЦЭПС: Сульфацелл-2 от 9:1 до 8:2 наблюдается синергетический эффект, обусловленный механизмом комплексной конформации продукта в растворе соли. При содержании Сульфацелл-2 марки 400 в композиционном реагенте менее 10% или более 20% синергетический эффект не наблюдается. Кроме того, индивидуальная добавка Сульфацелл-2 марки 400 в количестве 0,2% мас. (см. табл.1) не обеспечивает получение дополнительного существенного результата.

Таблица 2
Фильтрационные и реологические показатели модельного бурового раствора со стабилизирующими добавками, вводимыми совместно (содержание полимерной композиции в растворе 0,2% мас.)
Соотношение компонентов в полимерной композиции Ф при 20°C, см3/30 мин. Ф при 100°C см3/30 мин ηпл при 20°C, мПа·с τ0 при 20°C, дПа
Сульфацелл-2 марки 400 ЦЭПС
0,5 9,5 3,1 5,3 57 60
1 9 1,9 2,9 45 66
2 8 1,6 2,3 48 84
3 7 2,7 5,0 60 106
5 5 3,0 5,6 78 183
7 3 3.6 6,9 88 222

Как видно из таблицы 2, изменение соотношения компонентов вне оптимальной области приводит либо к быстрому росту реологических показателей (пластической вязкости - ηпл и динамического напряжения сдвига - τ0), что негативно сказывается на гидравлике промывки скважины, либо снижает влияние реагента на показатель высокотемпературной фильтрации раствора (Ф при 100°C). При соотношениях гидролизованного ЦЭПС: Сульфацелл-2 от 9:1 до 8:2 снижение показателя высокотемпературной фильтрации (Ф при 100°C) утяжеленного биополимерного бурового раствора на водной основе является значимым по отношению к действию обоих продуктов по отдельности. Кроме того, при указанном соотношении компонентов пластическая вязкость ηпл и динамическое напряжение сдвига τ0 остаются в приемлемых пределах.

Примеры приготовления полимерных композиций в лабораторных условиях.

Пример 1. К 45 г гидролизованного цианэтилированного поливинилового спирта (25% концентрации) добавляют 1,25 г оксиэтилированной целлюлозы (Сульфацелл-2 марки 400) (соотношение Сульфацелл-2 и ЦЭПС 1:9) и перемешивают на лабораторной мешалке в течение 10 мин.

Пример 2. К 40 г гидролизованного цианэтилированного поливинилового спирта (25% концентрации) добавляют 2,5 г оксиэтилированной целлюлозы (Сульфацелл-2 марки 400) (соотношение Сульфацелл-2 и ЦЭПС 2:8) и перемешивают на лабораторной мешалке в течение 20 мин.

Полимерные композиции, приготовленные по примерам 1 и 2, были испытаны на модельном высокоминерализованном утяжеленном буровом растворе на водной основе в сравнении с прототипом, также приготовленном на модельном буровом растворе.

В качестве модельного утяжеленного бурового раствора на водной основе с содержанием поливалентных катионов более 10% мас. использовался в массовых концентрациях 0,25%-ный раствор биополимера XG Polimer, обработанный 4% мела МТД-1 и утяжеленный комплексной солевой добавкой Юнисалт-А до плотности 1,56 г/см3. Добавки реагентов, приготовленных по примерам 1 и 2 (раствор №1 и раствор №2 соответственно), составляли 0,2 и 0,4%.

Согласно описанию прототипа, оптимальная суммарная добавка гидролизованного ЦЭПС составляет от 2 до 3% при вводе в минерализованный глинистый раствор. В высокоминерализованных утяжеленных буровых растворах на водной основе добавки реагентов ограничены концентрацией 0,2-0,6%. Поэтому порядок приготовления раствора по прототипу был следующим: в модельный утяжеленный буровой раствор на водной основе с содержанием поливалентных катионов более 10% мас. добавлялся гидролизованный ЦЭПС в количестве 0,2 и 0,4%.

Сопоставление реологических (пластическая вязкость - ηпл и динамическое напряжение сдвига τ0) фильтрационных (Ф при 20°C и Ф при 100°C) показателей и показателей увлажняющей способности глин (П0), полученных полимерных композиций с прототипом, приведено в таблице 3.

Таблица 3
Сопоставление показателей модельного бурового раствора без добавок с растворами с введенным прототипом и с введенными полимерными композициями
Наименование раствора Конц. реагента, % мас. Технологические параметры
ηпл, мПа·с τ0, дПа CHC1/10, дПа Ф при 20°C, см3/30 мин Ф при 100°C, см3/30 мин П0, м/час
Модельный р-ор - 55 96 12/18 14,6 32 0,013
Р-ор с прототипом 0,2 57 56 14/18 3,0 10,4 0,012
Р-ор с прототипом 0,4 68 53 9/15 1,3 7,9 0,011
Раствор №1 0,2 55 66 15/18 2,5 3,6 0,012
Раствор №1 0,4 62 96 18/24 1,1 2,8 0,010
Раствор №2 0,2 56 84 15/18 2,4 2,9 0,010
Раствор №2 0,4 64 126 18/24 0,9 2,3 0,008

Из таблицы 3 видно, что показатели растворов №1 и №2 при введении полимерной композиции 0,2% мас. остаются в допустимых пределах. Пластическая вязкость растворов №1 и №2 соответственно составляет 55 и 56 мПа·с, динамическое напряжение сдвига - 66 и 84 дПа. Разность показателей статического напряжения сдвига растворов №1 и №2 за 1 и 10 мин составляет 3 дПа, что сопоставимо с прототипом (при концентрации гидролизованного ЦЭПС 0,2% мас.) - 4 дПа. Показатель фильтрации растворов №1 и №2 при 20°C соответственно 2,5 и 2,4 см3 за 30 мин, показатель фильтрации при 100°C - 3,6 и 2,9 см3 за 30 мин, что существенно ниже показателей высокотемпературной фильтрации модельного раствора 32 см3 и раствора с прототипом (при концентрации гидролизованного ЦЭПС 0,2% мас.) - 10,4 см3. Показатель увлажняющей способности глин растворов №1 и №2, соответственно - 0,012 и 0,010 м/час.

Полимерная композиция для высокоминерализованных утяжеленных буровых растворов на водной основе, включающая гидролизованный цианэтилированный поливиниловый спирт, синтезируемый путем взаимодействия акрилонитрила с поливиниловым спиртом в водно-щелочной среде, отличающаяся тем, что дополнительно содержит оксиэтилцеллюлозу при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

гидролизованный цианэтилированный поливиниловый спирт 80-90
оксиэтилцеллюлоза 10-20.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к строительству и ремонту скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе (ИЭР), и может быть использовано при установке мостов.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки и безопасности процесса.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения в скважинах с высоким содержанием сероводорода.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока при ремонте скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.

Группа изобретений относится к нефте-, газодобыче с использованием проппантов из полимерных материалов. Способ получения полимерного проппанта повышенной термопрочности, включающий смешивание дициклопентадиена с, по крайней мере, одним из метакриловых эфиров, выбранных из приведенной группы, и, по крайней мере, одним из полимерных стабилизаторов, выбранных из приведенной группы, нагрев исходной смеси до температуры 150-220°C и выдержку при данной температуре в течение 15-360 мин с последующим охлаждением до 20-50°C, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена, по крайней мере, одного из радикальных инициаторов, выбранных из приведенной группы, и катализатора - соединения приведенной общей формулы, где заместитель выбран из приведенной группы, компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, мас.%: полимерные стабилизаторы 0,1-3, радикальные инициаторы 0,1-4, катализатор 0,002-0,02, смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена - остальное, затем полученную жидкую полимерную матрицу выдерживают при температуре 0-50°C в течение 1-40 минут, вводят ее в виде ламинарного потока в предварительно нагретую не ниже температуры матрицы воду при ее постоянном перемешивании, содержащую ПАВ, выбранное из приведенной группы, причем смесь воды с ПАВ имеет вязкость ниже вязкости полимерной матрицы, в процессе постоянного перемешивания воду нагревают до 50-100°C, продолжая перемешивать в течение 1-60 мин, затем образовавшиеся микросферы отделяют от жидкости, нагревают в среде инертного газа до температуры 150-340°C и выдерживают в этой среде и при данной температуре в течение 1-360 мин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам селективной изоляции водопритоков в газовых и нефтяных скважинах, герметизации затрубного пространства, устранению межпластовых перетоков в скважинах с близкорасположенным газо-нефтеводяным контактом, в том числе в условиях низкопроницаемых коллекторов.

Изобретение относится к обработке подземных пластов, конкретно к добавкам, улучшающим свойства используемых при этом композиций, и способам обработки с использованием этих добавок.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе и гидрофобный зернистый материал, суспендированный в нем, где гидрофобный зернистый материал имеет объемный медианный размер частиц d50 не больше чем 200 микрон, определяемый как медианный диаметр сфер эквивалентного объема, при этом флюид дополнительно включает газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и конкретно к области получения специальных цементов, а именно тампонажных материалов для крепления нефтяных и газовых скважин. Технический результат - создание тампонажного материала с регулируемой кинетикой расширения. Тампонажный материал с регулируемой кинетикой расширения, включающий тампонажный портландцемент, расширяющий компонент, дополнительно содержит гидрофобизатор олеат натрия или олеат калия, причем указанный гидрофобизатор предварительно смешивается с расширяющим компонентом при следующем соотношении компонентов, мас.%: тампонажный портландцемент - 85-95, расширяющий компонент - 4,975-14,5, олеат натрия или олеат калия - 0,025-0,5. 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Состав для изоляции водопритока в скважине включает 17-59 мас.% реагента «Витам», 20-40 мас.% силиката натрия, 1-3 мас.% древесной муки и 20-40 мас.% 10%-ного раствора полиалюминия хлорида. Техническим результатом является повышение изолирующей способности состава за счет повышения устойчивости образующегося геля. 2 табл.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины. Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины включает вскрытие бурением водопроявляющих пластов. Затем пробуривают зумпф глубиной, обеспечивающей размещение в нем компоновки в процессе расширения интервала водопроявляющих пластов. Извлекают из скважины бурильную колонну труб с долотом. Затем на устье скважины нижний конец колонны технологических труб оборудуют компоновкой, включающей расположенные друг за другом снизу вверх расширитель, обеспечивающий расширение ствола скважины в интервале водопроявляющего пласта не менее чем в 1,6 раза, и гидромониторную насадку. Спускают колонну технологических труб с компоновкой в скважину, пока резцы расширителя не окажутся напротив верхней границы интервала расширения. Производят расширение всего интервала водопроявляющих пластов. Затем сбрасывают в колонну труб шар диаметром, не превышающим внутреннего диаметра колонны технологических труб. Создают избыточное давление в колонне технологических труб. После чего шар отсекает расширитель и открывается отверстие гидромониторной насадки. Затем доспускают колонну труб так, чтобы отверстия гидромониторной насадки находились напротив верхней границы интервала водопроявляющих пластов и производят гидромониторную обработку интервала расширения водопроявляющих пластов до нижней границы интервала расширения. Извлекают колонну технологических труб и спускают в скважину до нижней границы интервала расширения водопроявляющих пластов колонну заливочных труб. Промывают скважину, после чего через колонну заливочных труб закачивают тампонажный раствор в ствол скважины до кровли водопроявляющих пластов. Поднимают колонну заливочных труб на 5 м выше кровли водопроявляющих пластов, промывают ее, создают противодавление на водопроявляющие пласты и оставляют скважину на ожидание затвердевания тампонажного раствора. При этом тампонажный раствор готовят смешением 74,1-87 мас. ч. ацетонформальдегидной смолы, 4,3-11,1 мас. ч. эпоксидной смолы и 8,7-14,8 мас. ч. полиэтиленполиамина. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопроявляющих пластов. 1 табл., 4 ил.
Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин. Технический результат - создание бурового раствора для использования в условиях многолетней мерзлоты. Буровой раствор для использования в породах многолетней мерзлоты содержит, мас.%: глинопорошок 3,0-5,0, органический стабилизатор - полифторалкилированную карбоксиметилцеллюлозу 0,3-0,6, полигликоль 0,3-0,5, понизитель температуры замерзания - ацетат натрия 1,0-4,0, воду остальное. 2 з. п. ф-лы, 1 табл., 4 пр.

Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин, а именно к полимерным реагентам, входящим в состав буровых растворов. Реагент для обработки бурового раствора, полученный модификацией карбоксиметилцеллюлозы КМЦ в растворителе путем обработки суспензии КМЦ агентом-модификатором, выдерживания реакционной массы при нагревании, отделения продукта с помощью фильтра-пресса и сушки, где суспендируют КМЦ размером не более 200 мкм в хлороформе, в качестве агента-модификатора используют 1.1.5-тригидроперфторпентилхлорсульфит в виде раствора в хлороформе, а указанную обработку осуществляют в присутствии диметилформамида при температуре -10 - (-5)°С. Технический результат - обеспечение буровому раствору повышенных кольматирующих свойств. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений путем регулирования разработки неоднородных пластов. Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта включает стабилизированный латекс, производное кремниевой кислоты и воду. В качестве производного кремниевой кислоты он содержит кремнезоль, представляющий собой высокодисперсную систему на основе двуокиси кремня с силикатным модулем 100. В качестве воды он содержит электрохимически активированную воду с pH 5,4 при электропроводности 3,7 мСм. Состав содержит компоненты в следующем соотношении, мас.%: стабилизированный латекс (в пересчете на сухое вещество) 2-5, кремнезоль с силикатным модулем 100 в количестве 2-5, указанная электрохимически активированная вода - остальное. Технический результат: увеличение коэффициента нефтевытеснения до 4,8%. 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к жидкостям для технического обслуживания ствола скважин. Способ включает: введение в ствол скважины жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащей катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от 300000 дальтон до 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно ее общего объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита и карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F). Состав жидкости для технического обслуживания ствола скважины содержит катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от примерно 300000 дальтон до примерно 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно общего ее объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита, карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F). Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение жидкости технического обслуживания скважин. 2 н. и 18 з. п. ф-лы, 9 пр., 9 табл., 10 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности. В способе освоения нефтяных и газовых скважин, включающем обработку призабойной зоны скважины путем закачки в скважину кислотной эмульсии и проведения технологической выдержки, последовательно закачивают в скважину, оборудованную колонной лифтовых труб, продавочную жидкость, высоковязкую разделительную жидкость и кислотную эмульсию, в качестве кислотной эмульсии используют кислотную пену, которую приготавливают путем газирования расчетного объема пенообразующей эмульсии, равного объему скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта. Пенообразующая эмульсия содержит, мас.%: дизельное топливо 25,0; соль КСl 10,0; поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-12 1,0-1,5; соляную кислоту НСl 10,0, воду остальное. Степень газирования пенообразующей эмульсии регулируют, исходя из максимально допустимой депрессии на глубине кровли продуктивного пласта. Закачку кислотной пены осуществляют через межтрубное пространство скважины в интервал вскрытия продуктивного пласта, затем кислотную пену продавливают в продуктивный пласт продавочной жидкостью, причем между продавочной жидкостью и кислотной пеной вводят высоковязкую разделительную жидкость с условной вязкостью не менее 120 с, после чего в межтрубном пространстве скважины и лифтовых трубах создают посредством продавочной жидкости избыточное давление на призабойную зону пласта с периодичностью, обеспечивающей создание чередующихся, по меньшей мере, трех циклов депрессии и репрессии на пласт, при этом проводят технологическую выдержку скважины не менее трех часов в каждом из циклов депрессии и репрессии до получения притока пластового флюида в цикле депрессии. 4 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежи углеводородов, характеризующейся неоднородностью. Осадкообразующий реагент для выравнивания профиля приемистости скважин, содержащий натриевую соль нафтеновых кислот и воду, дополнительно содержит соапсток, омыленный натриевой щелочью, оксиалкилированный алкилфенол и метанол при следующем соотношении компонентов, мас.%: соапсток, омыленный натриевой щелочью 35-40, натриевая соль нафтеновых кислот 10-15, оксиалкилированный алкилфенол 5, метанол 20, вода 20-25. Технический результат - повышение осадкообразующих нефтеотмывающих свойств и отмывающих и диспергирующих свойств по отношению к АСПО. 3 пр., 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для ликвидации межпластовых перетоков флюидов, ограничения водопритоков и поглощений как при строительстве, так и эксплуатации скважин. Состав содержит 20-25 мас.% бентонитовой глины, 55-60 мас.% углеводородной фракции, 5-10 мас.% соды кальцинированной и 5-15 мас.% портландцемента. Техническим результатом является повышение эффективности ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах и увеличение продолжительности их межремонтного периода. 2 пр.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2014-08-20 2014-08-20T10:30:49
Наверх