Высокоминерализованный утяжеленный буровой раствор на водной основе

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.

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.

Наверх