Высокоминерализованный утяжеленный буровой раствор на водной основе



Высокоминерализованный утяжеленный буровой раствор на водной основе
Высокоминерализованный утяжеленный буровой раствор на водной основе
Высокоминерализованный утяжеленный буровой раствор на водной основе
Высокоминерализованный утяжеленный буровой раствор на водной основе
Высокоминерализованный утяжеленный буровой раствор на водной основе
Высокоминерализованный утяжеленный буровой раствор на водной основе

Владельцы патента RU 2530097:

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

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - уменьшение показателя высокотемпературной фильтрации бурового раствора. Высокоминерализованный утяжеленный буровой раствор на водной основе включает воду, биополимер, смесь двух или трех солей кальция одноосновных кислот и дополнительно - карбонат кальция, смазочную добавку и полимерную композицию ЦЭПС-С, содержащую 80-90 мас.% гидролизованного цианэтилированного поливинилового спирта, синтезируемого путем взаимодействия акрилонитрила с поливиниловым спиртом в водно-щелочной среде, и 10-20 мас.% оксиэтилцеллюлозы, при следующем соотношении компонентов бурового раствора, мас.%: биополимер 0,2-0,3, ЦЭПС-С указанного состава 0,2-0,3, карбонат кальция 3-5, смазочная добавка 0,5-1,0, смесь двух или трех солей кальция одноосновных кислот 24-52, вода остальное. 4 з.п. ф-лы, 5 табл.

 

Предлагаемое изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к высокоминерализованным утяжеленным буровым растворам на водной основе.

Известен безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных горизонтов (патент РФ №2179568, C09K 7/02, опубликовано 20.01.2002 г.), который содержит, мас.%:

крахмал (полимерный понизитель фильтрации) - 1,0-1,5;

биополимер - 0,2-0,3;

карбонатный утяжелитель - 5,0-10,0;

спирт (полигликоль) - 3,0-5,0;

гидрофобизирующее поверхностно-активное вещество (ПАВ) ГКД-515 - 1,5-2;

смазочную добавку (реагент ДСБ-4ТТ - продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел в смеси с керосином, моноэтаноламином и флотореагентом-оксалем) - 0,5-1,0;

вода - остальное.

В безглинистом буровом растворе для вскрытия продуктивных горизонтов для обеспечения ингибирующих, смазывающих, фильтрационных и противоприхватных свойств используется гидрофобизирующее ПАВ - ПКД-515 - для сохранения проницаемости коллектора; добавка ДСБ-4ТТ - продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел в смеси с керосином, моноэтаноламином и флотореагентом-оксалем, применяется для снижения противоприхватных свойств и улучшения смазочных свойств; спирт (полигликоль) применяется в качестве ингибитора глин и бактерицида. Однако указанные компоненты являются высокотоксичными веществами. Кроме того, недостатком данного состава является невозможность достижения структурно-механических и фильтрационных показателей утяжеленных буровых растворов, обеспечивающих безаварийное бурение скважин.

Известен биополимерный буровой раствор (патент РФ №2289603, C09K 8/10, опубликовано 20.12.2006 г.), включающий полимерный понизитель фильтрации, биополимер ксантанового типа, поверхностно-активное вещество, смазочную добавку и воду. Раствор содержит в качестве поверхностно-активного вещества и смазочной добавки этилендиамиды жирных кислот - продукт конденсации этилендиамина и фосфатидного концентрата, в качестве полимерного понизителя фильтрации - полианионную целлюлозу, или карбоксиметилцеллюлозу, или карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу, или оксиэтилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил и дополнительно - гуматы щелочных металлов - углещелочной реагент УЩР или гуматно-калиевый реагент ГКР и соли щелочных и/или щелочноземельных металлов - KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит.

Недостатком данного состава является невозможность приготовления раствора плотностью выше 1,35 г/см3, что связано с природой растворимых солей. Также рассмотренный раствор обладает низкой термостойкостью, определяемой природой реагентов-стабилизаторов. Это ограничивает применимость данного раствора при аномально высоких пластовых давлениях (АВПД), где требуются растворы с большей плотностью.

Известны безглинистые утяжеленные промывочные системы, представляющие собой композиции солей различного состава, а также вододиспергируемого гидроколлоидного компонента, представляющего собой неионогенные ПАВ или производные полисахаридов. Так известен высокоминерализованный безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных коллекторов, а также бурения глин, склонных к разупрочнению при бурении растворами на водной основе (патент РФ №2297435, C09K 8/08, опубликовано 20.04.2007). Этот раствор обладает высокими флокулирующими свойствами и используется для удаления шлама при очистке. Высокоминерализованный безглинистый буровой раствор, включающий в качестве утяжелителя формиат натрия, мраморный порошок и воду, содержит в качестве регулятора реологических свойств (пластической вязкости, динамического напряжения сдвига) и показателя фильтрации (Ф при 20°C, см3) сульфацелл.

Недостатком данного состава являются низкие структурно-механические характеристики (статическое напряжение сдвига (СНС) - τ0) при чрезмерно высокой пластической вязкости раствора (ηпл), определяющей высокие гидродинамические сопротивления при его циркуляции в стволе скважины.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является биокатионный буровой раствор без твердой фазы с плотностью 1070-1520 кг/м3, обладающий высокими смазочными свойствами, характеризуемыми коэффициентом трения (Ктр) (патент РФ №2272824, C09K 8/08, опубликовано 27.03.2006). Биокатионный буровой раствор на водной основе, содержащий катионную гамму и полимерную присадку, в качестве катионной гаммы содержит хлориды кальция и натрия, а в качестве полимерной присадки - биополимер ксантанового ряда.

Недостатком данного состава является глубокое проникновение фильтрата биокатионного бурового раствора в продуктивные пласты, сопровождаемое образованием толстой фильтрационной корки, что обуславливает высокую вероятность прихватов бурового инструмента.

Проникновение фильтрата в пласт характеризует показатель фильтрации (Ф).

Решаемой задачей и ожидаемым техническим результатом предлагаемого изобретения является уменьшение показателя высокотемпературной фильтрации (Ф при 100°C, см3) высокоминерализованного утяжеленного бурового раствора на водной основе, в котором стабилизация системы бурового раствора обеспечивается термосолестойким реагентом - гидролизованным цианэтилированным поливиниловым спиртом с оксиэтилцеллюлозой, а утяжеление до плотности 1600 кг/м3 рассолами минеральных солей (CaCl2, Ca(NO3)2, CaBr2 в различных сочетаниях). При этом достигаются показатели высокотемпературной фильтрации раствора (Ф при 100°C, см3), обеспечивающие его работоспособность при температурах до 100°C.

Поставленная задача решается тем, что высокоминерализованный утяжеленный буровой раствор на водной основе включает воду, биополимер, смесь двух или трех солей кальция одноосновных кислот, карбонат кальция, смазочную добавку и полимерную композицию ЦЭПС-С, содержащую 80-90% мас. гидролизованного цианэтилированного поливинилового спирта, синтезируемого путем взаимодействия акрилонитрила с поливиниловым спиртом в водно-щелочной среде, и 10-20% мас. оксиэтилцеллюлозы, при следующем соотношении компонентов бурового раствора, мас.%:

биополимер 0,2-0,3
ЦЭПС-С указанного состава 0,2-0,3
смазочная добавка 0,5-1,0
карбонат кальция 3-5
смесь двух или трех солей кальция одноосновной кислоты 24-52
вода остальное

Указанная смесь солей кальция может содержать хлорид кальция в количестве 5-25 мас.% от массы бурового раствора и нитрат кальция в количестве 10-40 мас.% от массы бурового раствора, причем количества выбираются из указанных интервалов с учетом того, что указанная смесь солей кальция составляет 24-52 мас.% от массы бурового раствора.

Указанная смесь солей кальция может содержать хлорид кальция в количестве 5-25 мас.% от массы бурового раствора и бромид кальция в количестве 5-30 мас.% от массы бурового раствора, причем количества выбираются из указанных интервалов с учетом того, что указанная смесь солей кальция составляет 24-52 мас.% от массы бурового раствора.

Указанная смесь солей кальция может содержать нитрат кальция в количестве 10-40 мас.% от массы бурового раствора и бромид кальция в количестве 5-30 мас.% от массы бурового раствора, причем количества выбираются из указанных интервалов с учетом того, что указанная смесь солей кальция составляет 24-52 мас.% от массы бурового раствора.

Указанная смесь солей кальция может содержать нитрат кальция в количестве 10-40 мас.% от массы бурового раствора, хлорид кальция в количестве 5-25 мас.% от массы бурового раствора и бромид кальция в количестве 5-30 мас.% от массы бурового раствора, причем количества выбираются из указанных интервалов с учетом того, что указанная смесь солей кальция составляет 24-52 мас.% от массы бурового раствора.

Высокоминерализованный утяжеленный буровой раствор на водной основе готовится с применением следующих компонентов:

биополимер XG Polimer - по ТУ 2235-003-97176409-09, или Biosin - ТУ 2458-002-89193842-2008, или КЕМ-Х - производства американской фирмы «Kem-Tron», или Rhodopol 23Р - производство Франция;

ЦЭПС-С представляет собой гидролизованный цианэтилированный поливиниловый спирт, синтезируемый путем взаимодействия акрилонитрила (ГОСТ 11097-86) с поливиниловым спиртом (ГОСТ 10779-78) в водно-щелочной среде и содержащий оксиэтилцеллюлозу (ТУ 2231-013-32957739-01), при следующем соотношении компонентов, мас.%:

гидролизованный цианэтилированный поливиниловый спирт - 90-80;

оксиэтилцеллюлоза - 10-20;

смазочная добавка - ССД-2М по ТУ 2257-001-57029687-2006, или ATREN-FK по ТУ 2458-003-57258729-2004, или Глитал по ТУ 2458-019-32957739-01;

карбонат кальция - по ТУ 5743-001-53346358-98;

хлорид кальция - по ТУ 6-09-5077-83;

нитрат кальция - по ТУ 2181-039-324-96445-2010;

бромид кальция - по ТУ 6-09-186-75.

Также в качестве утяжеляющей добавки могут использоваться смеси нитратов, хлоридов и бромидов кальция следующих торговых наименований: Flosalt (ТУ 2235-001-91176400-12), Юнисалт-А (ТУ 2458-002-60370134-2011), КТЖ-1600 (ТУ 2458-001-41959430-2008), СГС-18 (ТУ 2458-002-84422077-2008).

Суть предлагаемого изобретения в создании высокоминерализованного утяжеленного бурового раствора на водной основе указанного выше состава, плотностью от 1300 до 1600 кг/м3 (таблицы 1, 2 и 3), который обеспечивает минимальный показатель высокотемпературной фильтрации (Ф при 100°C, см3) и приемлемые для безаварийного бурения реологические характеристики (ηпл, τ0), смазочную способность бурового раствора (Ктр), минимальный показатель увлажняющей способности глин (П0) для строительства пологих и горизонтальных скважин, сложенных высококоллоидальными глинистыми породами в пределах:

показатель высокотемпературной фильтрации (Ф при 100°C, см3)=3-5 см3, влияющий на глубину проникновения фильтра высокоминерализованного утяжеленного бурового раствора на водной основе в продуктивные пласты; при этом остальные параметры изменяются в пределах:

пластическая вязкость (ηпл) при 20°C=8-50 мПа·с;

динамическое напряжение сдвига (τ0) при 20°C=40-150 дПа;

увлажняющая способность глин (П0)=0,01-0,03 м/ч;

благодаря использованию смазочной добавки ССД-2М или ATREN-FK, или Глитал коэффициент трения изменяется в пределах (Ктр)=0,017-0,034 ед., что иллюстрируется приведенными ниже таблицами.

В таблицах 4 и 5 приведены примеры тестовых испытаний высокоминерализованных утяжеленных буровых растворов на водной основе.

Результаты, приведенные в таблице 5, подтверждают, что лучшими по сравнению с прототипом показателями фильтрации обладает разработанный высокоминерализованный утяжеленный буровой раствор на водной основе.

Приготовление высокоминерализованного утяжеленного бурового раствора на водной основе производилось следующим образом. Сначала, исходя из требующейся плотности раствора, к расчетному количеству воды добавлялось расчетное количество соли (смеси солей), после перемешивания до полного растворения (5-10 мин) в раствор также с перемешиванием до полного растворения (5-10 мин) вводились реагенты: биополимер, ЦЭПС-С, смазочная добавка (ССД-2М), карбонат кальция.

Результаты измерений параметров растворов, производившиеся на стандартном оборудовании по методикам ANSI/API RP 13В-1/ISO 10414-1 и РД 39-00147001-773-2004, показали, что разработанный высокоминерализованный утяжеленный буровой раствор на водной основе обеспечивает решение поставленной задач, что дает основание использовать его для бурения нефтяных и газовых скважин.

1. Высокоминерализованный утяжеленный буровой раствор на водной основе, включающий воду, биополимер, смесь двух или трех солей кальция одноосновных кислот и дополнительно карбонат кальция, смазочную добавку и полимерную композицию ЦЭПС-С, содержащую 80-90 мас.% гидролизованного цианэтилированного поливинилового спирта, синтезируемого путем взаимодействия акрилонитрила с поливиниловым спиртом в водно-щелочной среде, и 10-20 мас.% оксиэтилцеллюлозы, при следующем соотношении компонентов бурового раствора, мас.%:

биополимер 0,2-0,3
ЦЭПС-С указанного состава 0,2-0,3
смазочная добавка 0,5-1,0
карбонат кальция 3-5
смесь двух или трех солей кальция одноосновных кислот 24-52
вода остальное

2. Раствор по п.1, отличающийся тем, что смесь солей кальция содержит хлорид кальция в количестве 5-25 мас.% от массы бурового раствора и нитрат кальция в количестве 10-40 мас.% от массы бурового раствора, причем количества выбирают из указанных интервалов с учетом того, что указанная смесь солей кальция составляет 24-52 мас.% от массы бурового раствора.

3. Раствор по п.1, отличающийся тем, что смесь солей кальция содержит хлорид кальция в количестве 5-25 мас.% от массы бурового раствора и бромид кальция в количестве 5-30 мас.% от массы бурового раствора, причем количества выбирают из указанных интервалов с учетом того, что указанная смесь солей кальция составляет 24-52 мас.% от массы бурового раствора.

4. Раствор по п.1, отличающийся тем, что смесь солей кальция содержит нитрат кальция в количестве 10-40 мас.% от массы бурового раствора и бромид кальция в количестве 5-30 мас.% от массы бурового раствора, причем количества выбирают из указанных интервалов с учетом того, что указанная смесь солей кальция составляет 24-52 мас.% от массы бурового раствора.

5. Раствор по п.1, отличающийся тем, что смесь солей кальция содержит нитрат кальция в количестве 10-40 мас.% от массы бурового раствора, хлорид кальция в количестве 5-25 мас.% от массы бурового раствора и бромид кальция в количестве 5-30 мас.% от массы бурового раствора, причем количества выбирают из указанных интервалов с учетом того, что указанная смесь солей кальция составляет 24-52 мас.% от массы бурового раствора.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи. При разработке нефтяной залежи ведут отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов с карбонатным коллектором. Технический результат - повышение нефтевытесняющих свойств состава, увеличение проницаемости карбонатного коллектора пласта как с высокой пластовой температурой или при паротепловом воздействии, так и с низкой пластовой температурой.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для изоляции притока пластовых вод в скважинах, расположенных в сильно обводненных зонах при проведении капитального ремонта скважин (КРС) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - восстановление газогидродинамической связи скважины со слабосцементированным терригенным продуктивным пластом без разрушения скелета пород-коллекторов в условиях аномально низкого пластового давления.
Изобретение относится к водным пенообразующим композициям, используемым в нефтяной промышленности. Композиция для получения устойчивой пены с высокой совместимостью с углеводородами включает водную жидкость, по меньшей мере, один растворимый или диспергируемый в воде пенообразователь - кремнийсодержащий простой полиэфир, содержащийся в водной жидкости, и неводную жидкость, где водная жидкость включает воду и солевой раствор, неводная жидкость включает жидкие углеводороды.

В настоящем изобретении предложены способы обработки углеводородных текучих сред с целью уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе.

Изобретение относится к извлечению нефти и к методу повышенного извлечения нефти. Способ извлечения нефти из подземного пласта включает закачивание в этот пласт водной композиции, содержащей в качестве поверхностно-активного вещества алкил- или алкенилолигогликозида указанной общей формулы и дополнительное поверхностно-активное вещество - ПАВ, где в качестве дополнительного ПАВ водная композиция содержит анионные ПАВ, выбранные из алкоксилированных алк(ен)илсульфатов, при этом содержание алкил- или алкенилолигогликозида составляет 0,01-6% масс., весовое соотношение алкил- или алкенилолигогликозида формулы (I) и указанного дополнительного ПАВ равно от 10:90 до 90:10, а вода в указанной водной композиции имеет полный уровень растворенных солей вплоть до около 200000 ч./млн.
Изобретение относится к усовершенствованному способу добычи нефти. Способ добычи нефти вторичным методом в нефтеносном пласте, имеющем зоны высокой проницаемости, образующие предпочтительные проходы для нагнетаемой жидкости, содержащий следующие стадии: а) блокирование предпочтительных проходов посредством нагнетания в пласт водного раствора, основанного на водорастворимых полимерах с концентрацией, обеспечивающей большую вязкость водного раствора по сравнению с вязкостью нефти, б) по завершении стадии а) нагнетание водного раствора, имеющего состав, идентичный составу, использованному на стадии а), с более низкой концентрацией полимера.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины. Состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины включает амиды жирных кислот и пресную воду.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин. Тампонажный состав для цементирования скважин с низким пластовым давлением включает 60,5-63,7 мас.% портландцемента, 0,61-1,53 мас.% соли алюминия. Состав дополнительно содержит 0,003-0,045 мас.% оксиэтилированных алкилфенолов 3-АИ, 0,61-1,3 мас.% карбонатов, в качестве которых используют карбонаты калия или натрия, и воду. Техническим результатом является снижение плотности тампонажного раствора и повышение его седиментационной устойчивости. 1 табл., 7 пр.

Изобретение относится к обработке приствольной зоны, применяемой для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины. Флюид для обработки приствольной зоны, применяемый для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины, содержащий: водную среду; диутановый гетерополисахарид с повторяющимся тетрасахаридным звеном в основной полимерной цепи, пероксидный разжижитель геля, реагирующий с диутаном; ускоритель разжижения геля или катализатор, по меньшей мере, один, выбранный из сульфата железа (II) и его гидратов, хлорида железа (II), порошка железа с реагентом для регулирования pH и комбинаций упомянутых материалов; и реагент для регулирования загрязнения пласта железом. Способ обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины, путем введения в пласт через ствол скважины указанного выше флюида для обработки приствольной зоны. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - облегчение удаления полимерсодержащих флюидов в широком интервале температур. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 14 пр., 15 ил.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным вяжущим веществам для крепления паронагнетательных скважин. Технический результат - получение тампонажного материала, обеспечивающего быстрое твердение при нормальных температурах и обеспечивающего получение термостойкости цементного камня с высокими прочностными характеристиками при температурах 150-250°C. Тампонажный материал содержит портландцемент, кремнеземсодержащий компонент, ускоритель твердения хлорид кальция и пластификатор, причем портландцемент, хлорид кальция и кремнеземсодержащий компонент подвергнуты совместной дезинтеграторной обработке, а кремнеземсодержащий компонент состоит из трепела и кварцевого песка при соотношении 1:10, кроме того, тампонажный материал дополнительно содержит расширяющую добавку и армирующую добавку при следующем соотношении, мас.%: портландцемент - 50-70, кремнеземсодержащий компонент, включающий трепел и кварцевый песок в соотношении 1:10 - 30-50, армирующая добавка - 0,2-0,3 сверх 100%, пластификатор - 0,1-1,0 сверх 100%, хлорид кальция - 0,1-3,0 сверх 100%, расширяющая добавка - 3,0-5,0 сверх 100%. 1 пр., 3 табл.

Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Состав для предотвращения отложений неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании включает, вес. %: реагент ПАФ-13А 1,5-15, представляющий собой водный раствор полиэтиленполиаминометилфосфоната с примесями хлорида натрия, кислых натриевых солей фосфорной и фосфористых кислот, и этиленгликоль 2-10. Дополнительно содержит, вес.%: водный раствор смеси натриевых солей нитрилотриметилфосфоновой и соляной кислот - отход производства комплексона Корилат 75-90, гидроокись натрия 0,35-3,4, нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) 1,5-4,0, тиокарбамид 0,05-0,2. Состав является эффективным ингибитором для предотвращения отложений карбонатных и смеси карбонатных и сульфатных неорганических солей, имеет низкую удельную стоимость, проявляет низкую коррозионную активность к металлическому оборудованию, обеспечивает предотвращение отложения солей в условиях добычи нефти с любой степенью обводненности, имеет низкую температуру замерзания. 8 табл.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к пенообразующим составам, и может быть использовано при освоении нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, вводимых в эксплуатацию как после бурения, так и после работ по капитальному ремонту, а также для выравнивания фронта вытеснения нефти при вторичных методах добычи нефти, в частности при нагнетании воды в нефтяной пласт. Задачей изобретения является разработка пеноообразующего состава, позволяющего увеличить устойчивость во времени и повысить механическую прочность пенной системы. Сущность изобретения состоит в том, что пенообразующий состав, включающий карбоксиметилцеллюлозу, поверхностно-активное вещество, сульфат алюминия и воду, дополнительно содержит тетраборат натрия, а в качестве поверхностно-активного вещества - сульфанол при следующем соотношении компонентов, мас.%: Карбоксиметилцеллюлоза 3-6 Сульфанол 2-2,5 Алюминия сульфат 0,5-0,75 Тетраборат натрия 0,1-0,3 Вода остальное 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено в скважине, вскрывшей пласт с переслаиваемыми и неоднородными коллекторами. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. В переслаиваемых и неоднородных коллекторах, имеющих различные значения фильтрационно-емкостных свойств каждого из пропластков, проводят основной процесс гидроразрыва с применением фракций проппанта, включающих в себя начальную фракцию, размерностью 20/40 меш и основную крупную фракцию, размерностью 12/18 меш и более, с концентрацией проппанта не более 500 кг/м3. Повышение концентрации проводят плавно с увеличением не более чем на 50 кг/м3 на каждую стадию, начиная со второй стадии. В конечной стадии закачки проппанта уменьшают расход жидкости до ограничения роста устьевого давления. Технический результат заключается в возможности интенсификации скважины, вскрывшей неоднородный пласт.

Изобретение относится к неорганическим мелкодисперсным материалам, а именно к полым остеклованным микросферам на основе перлита, и может быть использовано при изготовлении микросфер из других кислых гидроалюмосиликатов. Технический результат - получение упрочненной гидрофобной легковесной микросферы. В способе комплексной переработки перлита, включающей помол исходного сырья, приготовление шликера, формирование и сушку гранул путем подачи шликера в башенное распылительное сушило, последующее вспучивание микросфер, отделение отходов, во время приготовления шликера в суспензию дополнительно вводят комплексную стеклообразующую добавку, содержащую гидроксид натрия, колеманит, оксид цинка и неорганический фторид при следующем соотношении компонентов, мас.%: гидроксид натрия - 0,5-2,0, колеманит 0,1-3,0, оксид цинка- 0,05-2,0, неорганический фторид - 0,2-6,0, перлит - остальное, а некондиционные фракции вспученного перлита подвергают мокрому помолу до фракции менее 2 мкм и высушивают, получая гомогенную, универсальную спекающую добавку. 3 з.п. ф-лы, 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение проникновения кислотного состава в трещины и поры пласта при снижении его обводняемости за счет гидрофобизации и предотвращения разрушения призабойной зоны пласта. В способе обработки призабойной зоны трещиновато-порового терригенного пласта с близкорасположенным газоводяным контактом в незаглушенную скважину до кровли обрабатываемого пласта спускают гибкую трубу колтюбинговой установки, через которую последовательно закачивают метанол в объеме 1-2 м3 на 1 м обрабатываемого интервала и обратную газированную углеводородную кислотную эмульсию в объеме 2-3 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, содержащую, масс. %: нефть 75-85, 18-20%-ный раствор соляной кислоты 3-4, неионогенное поверхностно-активное вещество - дисолван 0,5-1,5, вода остальное, продавливают эмульсию в пласт на глубину закольматированной зоны, включая трещины и поры горной породы призабойной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, инертным газом - азотом, оставляют эмульсию на период ее реакции с кольматирующими частицами в интервале перфорации, в трещинах и порах горной породы призабойной зоны в течение 2-4 часов, после чего вызывают приток газа из пласта и вместе с газом удаляют отходы реакции на факел, затем скважину отрабатывают до вывода ее на проектный режим и вводят скважину в эксплуатацию. 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта при добыче нефти и газа. Способ крепления призабойной зоны пласта включает введение в скважину водного раствора карбоксиметилцеллюлозы с опилками алюминия и измельченной сырой резиной при следующем соотношении компонентов: 1,5 мас.% карбоксиметилцеллюлозы, 14,5 мас.% опилок алюминия, 11,6 мас.% измельченной сырой резины, 69,2 мас.% воды. При этом при приготовлении водного раствора карбоксиметилцеллюлозы в него дополнительно вводят 3,2 мас.% уксуснокислой меди. Прокачивают через раствор соляную кислоту при соотношении алюминия и соляной кислоты вес.ч. соответственно 25,0:75,0%. Выдерживают во времени. Техническим результатом является повышение надежности крепления призабойной зоны скважины. 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышение ингибирующих свойств раствора. Катионноингибирующий буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 5-8; Полидадмах 7-15; дополнительный ингибитор глин - хлорид калия 3-5; воду остальное. 2 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2014-10-10 2014-10-09T17:07:24
Наверх