Тампонажный раствор



Владельцы патента RU 2537679:

Компания Лонест Холдинг Корп. (RU)

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, в том числе в интервале хемогенных отложений, вскрывших пласты с АВПД и наличием агрессивных компонентов H2S и СО2. Тампонажный раствор, образующий доломитизированный камень и включающий Микродур, хлористый кальций, нитрилтриметиленфосфоновую кислоту (НТФ) плотностью 1,8 г/см3, воду, карбонат калия, хлористый барий, рассол хлористого магния - бишофит плотностью 1,32 г/см3, суперпластификатор С-3 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: хлористый кальций 2,93-4,01, хлористый барий 5,52-7,52, указанный рассол хлористого магния 6,37-8,69, карбонат калия 11,04-15,05, вода 36,42-49,65, Микродур 14,54-37,32, суперпластификатор С-3 0,27-0,36, указанная НТФ 0,13-0,18. Технический результат - расширение технологических возможностей тампонажного раствора и области его применения путем повышения плотности смеси с одновременным повышением флюидоупорности и долговечности тампонажного камня в условиях проявлений сероводорода, а также в условиях проведения возвращаемых работ, связанных с обработками ствола скважины соляной кислотой. 1 табл., 1 пр.

 

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, в том числе в интервале хемогенных отложений, вскрывших пласты с АВПД и наличием агрессивных компонентов H2S и CO2.

Известна тампонажная смесь по А.С. SU 692982, включающая вяжущее - гипсоглиноземистый цемент, водный раствор хлористого кальция (плотность 1,06-1,10 г/см3), полимерную добавку - гипан при следующем соотношении компонентов, вес.%: гипсоглиноземистый цемент 41-51, водный раствор хлористого кальция (плотность 1,06-1,10 г/см3) - 21-26, гипан - 38-23.

Данная тампонажная смесь имеет следующие недостатки:

- узкая область применения, обусловленная нестабильностью коагуляции гипана при смешении с водным раствором хлористого кальция;

- невысокая эффективность и надежность изоляционных и ремонтных работ из-за слабой текучести, фильтруемости в пустоты, каналы, трещины и невысокой плотности.

Наиболее близким к предлагаемому решению является тампонажный раствор по патенту RU №2299230, содержащий Микродур-261R-X, хлористый кальций, сульфат алюминия, нитрилотриметиленфосфоновую кислоту НТФ, воду при следующем соотношении компонентов, вес.%: Микродур-261R-X - 10-30, хлористый кальций - 20-50, сульфат алюминия - 0,5-3,0, нитрилотриметиленфосфоновая кислота НТФ - 0,0-0,2, вода - остальное.

Данный тампонажный раствор имеет следующие недостатки:

- узкая область применения из-за нетехнологичности в использовании, обусловленная невысокой плотностью (1,4-1,5 г/см3) тампонажного раствора, что делает ограниченным его использование при строительстве, ремонте или ликвидации скважины, где устанавливаются изоляционные мосты и флюидоупорные экраны, т.к. технические условия требуют применения тампонажных растворов, близких по плотности окружающим породам, в том числе и солевым отложениям;

- невозможность обработок соляной кислотой при циклических операциях в стволе скважины или продуктивном горизонте.

Технической задачей предлагаемого изобретения является расширение технологических возможностей тампонажного раствора и области его применения путем повышения плотности смеси с одновременным повышением флюидоупорности и долговечности тампонажного камня в условиях проявлений сероводорода, а также в условиях проведения возвращаемых работ, связанных с обработками ствола скважины соляной кислотой.

Данный технический результат направлен на создание доломитизированного тампонажного раствора с высокой устойчивостью к разрушению сформированного из тампонажного раствора камня при контакте с водой, придания ему свойств соле-, серо-, водородостойкого элемента, обладающего низкой газопроницаемостью и не имеющего трещин и флюидопроявляющих каналов.

Техническая задача решается тем, что доломитизированный тампонажный раствор содержит Микродур, хлористый кальций, НТФ, воду, карбонат калия, хлористый барий, хлористый магний, суперпластификатор С-3 при следующих соотношениях компонентов, масс.%:

Хлорид кальция CaCl2 4,01-2,93
Хлорид бария BaCl2 7,52-5,52
Хлорид магния MgCl2·6Н2O  
(плотностью 1,32 г/см3) 8,69-6,37
Карбонат калия K2CO3 15,05-11,04
Вода 49,65-36,42
Микродур 14,54-37,32
Суперпластификатор С-3 0,36-0,27
НТФ 0,18-0,13

Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что в долотомитизированном тампонажном растворе используются компоненты активных «сильных» соляной и кремневой кислот - хлористый барий, хлористый магний, карбонат калия, суперпластификатор С-3, что позволяет придать ему водо-, солее-, сероводородостойкие свойства и получить седиментационно-устойчивую систему высокой плотности, близкую плотности окружающих солевых пород с дальнейшим формированием солесероводородостойкого камня с неизменяемым объемом в течение длительного времени. Это позволит надежно цементировать обсадные колонны и устанавливать отсекающие мосты, флюидонепроницаемые покрышки и экраны в скважинах с проявлениями сероводорода, рапы. Наличие карбонатных соединений в рецептуре позволяет проводить циклические работы с привлечением солянокислотных обработок.

Долотомитизированный тампонажный раствор в качестве регулятора технологических свойств содержит суперпластификатор С-3 в количестве 0,36-0,27 масс.% и НТФ - 0,18-0,13 масс.%. Добавка суперпластификатора С-3 в смесь менее 0,27 масс.% снижает прокачиваемость смеси, а увеличение добавки более 0,36 масс.% приводит к расслоению смеси. Добавка НТФ в смесь менее 0,13 масс.% приводит к преждевременному схватыванию смеси, а увеличение добавки более 0,18 масс.% - к длительному несхватыванию, что в пластовых условиях может привести к размыву смеси.

Долотомитизированный тампонажный раствор в качестве утяжелителя содержит хлорид бария в количестве 7,52-5,52 масс.%. Добавка хлорида бария в смесь позволяет поднять плотность смеси до 1,7 г/см3. Добавка утяжелителя в смесь менее 5,52 масс.% снижает плотность, а увеличение добавки более 7,52 масс.% загущает тампонажный раствор.

Долотомитизированный тампонажный раствор в качестве компонента, образующего нерастворимый молекулярный известняк, содержит хлорид кальция в количестве 4,01-2,93 масс.%. Добавка хлорида кальция в смесь позволяет образовывать сероводородостойкий уплотнительный компонент минерального доломита. Добавка хлорида кальция в смесь менее 2,93 масс.% снижает образование известняка, а увеличение добавки более 4,01 масс.% сокращает схватывание тампонажного раствора.

Долотомитизированный тампонажный раствор в качестве компонента, образующего нерастворимый молекулярный магнезит, содержит хлорид магния в количестве 8,69-6,37 масс.%. Добавка хлорида магния в смесь позволяет образовывать сероводородостойкий уплотнительный компонент минерального доломита. Добавка хлорида магния в смесь менее 6,37 масс.% снижает прочность доломита, а увеличение добавки более 8,69 масс.% приводит к образованию трещин в доломите.

Долотомитизированный тампонажный раствор в качестве преобразователя хлоридных солей содержит карбонат калия в количестве 15,05-11,04 масс.%. Добавка карбоната калия в смесь позволяет в процессе химической реакции преобразовывать хлоридные соли в карбонатные соединения. Добавка карбоната калия в смесь менее 11,04 масс.% снижает образование доломита, а увеличение добавки более 15,05 масс.% приводит к загустеванию тампонажного состава.

Долотомитизированный тампонажный раствор в качестве структурообразователя содержит тонкодисперсное вяжущее «Микродур» 14,54-37,32 масс.%. Добавка «Микродура» в смесь менее 14,54 масс.% не позволяет получить прочного камня, а увеличение добавки более 37,32 масс.% снижает ее прокачиваемость.

Вяжущее «Микродур» производится посредством воздушной сепарации пыли, образующейся при помоле цементного клинкера, технология его изготовления разработана и освоена специалистами фирмы «INTRA -BAVGmbH» совместно со специалистами концерна «Dyckerhoff» и защищена Европейским патентом. Диаметр зерен «Микродур» в 6-10 раз и более меньше частиц портландцемента. Благодаря малому размеру частиц (диаметр зерен ≤2-6 мкм), высокой удельной поверхности (20000-25000 см2/г) и технологично подобранному гранулометрическому составу растворы «Микродур» обладают текучестью, сравнимой с текучестью воды, даже при минимальном количестве жидкости затворения, что позволяет суспензии «Микродура» глубоко проникать в низкопроницаемую горную породу. Использование тонкодисперсного вяжущего «Микродур» позволяет в большем объеме связать воду затворения, уплотнить структуру камня, обеспечить его повышенную флюидоупорность и долговечность. Это обусловлено тем, что тонкодисперсное вяжущее способно связывать воду во много раз больше, так как водотвердое отношение может достигать 3,0-5,0 при удельной поверхности 20 000-25 000 см2/г против 0,3-0,5 обычных тампонажных цементов, имеющих удельную поверхность 2500-3500 см2/г.

В промысловых условиях доломитизированный тампонажный раствор готовят следующим способом.

В осреднительную машину типа АСМ-25 или УСО-20 набирают необходимое количество воды, в которой растворяют расчетное количество суперпластификатора С-3 и замедлителя НТФ. После чего при постоянном перемешивании в данную осреднительную емкость добавляют хлорид кальция, хлорид магния (бишофит), хлорид бария, карбонат калия, а затем с помощью цементовозов или смесительных машин добавляют вяжущее - Микродур до необходимой плотности тампонажного раствора. Затем раствор закачивают в скважину.

Определение основных свойств раствора и камня проводят в лаборатории в соответствии с ГОСТ 1581-96. «Цементы тампонажные» и ГОСТ 26798.1-96. «Методы испытаний».

Плотность, растекаемость, водоотделение раствора определяют при 25°C и атмосферном давлении. Для условий умеренных температур загустевание раствора определяют при 75°C и атмосферном давлении. Для условий АВПД - при режиме температуры до 90°C.

Растекаемость определяют по конусу АзНИИ, плотность пикнометром, водоотделение в мерном цилиндре, время загустевания на консистометрах ZM-1002 и КЦ-3. Прочность тампонажного камня на сжатие на испытательном стенде CHANDLER (Модель 4207D), газопроницаемость на приборе GFS-830-SS - CHANDLER.

При проведении лабораторных исследований были использованы:

- водопроводная вода;

- высоководопотребное тонкомолотое вяжущее (Микродур 261R-X);

- суперпластификатор С-3;

- нитрилотриметиленфосфоновая кислота - НТФ;

- хлорид кальция;

- хлорид бария;

- хлорид магния (бишофит);

- карбонат калия.

Пример

Для приготовления доломитизированного тампонажного раствора (состав 6, табл.1) в рассол бишофита плотностью 1,32 г/см3, весом 6,83 масс.% (239 г), последовательно перемешивая, добавляют 39,07 масс.% (1366 г) воды, 0,14 масс.% (5 г) НТФ, 0,29 масс.% (10 г) суперпластификатора С-3, 3,15 масс.% (110 г) хлористого кальция, 5,92 масс.% (207 г) хлористого бария, 11,84 масс.% (414 г) карбоната калия и 32,76 масс.% (1200 г) Микродура. Состав перемешивают 3 мин, после чего определяют плотность, растекаемость, прокачиваемость при температуре 25°C и атмосферном давлении.

При повторном приготовлении заливают формы для формирования образцов при испытании на прочность через 72 часа твердения, при испытании на проницаемость через 5 суток твердения.

Доломитизированный тампонажный раствор предлагаемого состава с содержанием указанных компонентов в заявляемых пределах обладает повышенной плотностью (1,65 г/см3), нормативным значением растекаемости (200 мм) (см. состав 6, таблица 1), временем прокачиваемости 4-00 часа и прочностью на сжатие 6,2 МПа через 3 суток твердения при температуре 25°C.

Применение предлагаемого долотомитированного тампонажного раствора позволит:

- расширить технологические возможности тампонажного раствора и область его применения за счет повышенной плотности, обеспечивающей необходимое давление, аналогичное горному, и растекаемости смеси, обеспечивающей повышенную подвижность смеси в начальный период;

- повысить эффективность и надежность проводимых изоляционных и ремонтных работ за счет повышенной флюидоупорности, водо-, соле-, сероводородостойкости и долговечности получаемого тампонажного камня.

Экономический эффект от использования заявляемого долотомитированного тампонажного раствора будет определяться снижением межремонтного периода и увеличением срока службы тампонажной смеси.

Таблица 1
Состав и свойства тампонажных смесей
№п/ п Состав рецептуры, масс.% Плотность, г/см Растекаемость, см Прокачиваемость, ч-мин. Условия испытаний Прочность на сжатие через 3 сут, МПа Проницаемость через 5 сут, мкм2
Хлорид кальция CaCl2, γ=2,51 г/см3 Хлорид бария BaCl2, γ=3,92 г/см3 Хлорид магния (бишофит) MgCl2·6H2O, γ=1,32 г/сь3 Карбонат калия K2CO3, γ=2,43 г/см3 Вода Микродур, γ=3,15 г/см3 Суперпластификатор С-3, γ=1,8 г/см3 НТФ, γ=1,8 г/см3 Температура,°C Давление, МПа
1 4,23 7,92 9,15 15,85 52,32 9,96 0,38 0,19 1,35 >25 >12-00 25 атм не схв. -
2 4,01 7,52 8,69 15,05 49,65 14,54 0,36 0,18 1,41 >25 10-00 25 атм 2,0 >0,005
3 3,79 7,12 8,23 14,25 46,98 19,12 0,34 0,17 1,47 >25 8-30 25 атм 4,5 >0,005
4 3,58 6,72 7,76 13,45 44,32 23,69 0,32 0,16 1,53 25 6-40 25 атм 5,2 >0,005
5 3,36 6,32 7,30 12,64 41,65 28,27 0,31 0,15 1,59 22 5-30 25 атм 5,8 >0,005
6 3,15 5,92 6,83 11,84 39,07 32,76 0,29 0,14 1,65 20 4-00 25 атм 6,2 >0,005
7 2,93 5,52 6,37 11,04 36,42 37,32 0,27 0,13 1,71 18 2-30 25 атм 6,9 >0,005
8 2,71 5,12 5,91 10,24 33,66 41,99 0,25 0,12 1,77 15 1-00 25 атм 7,5 -
Прототип, масс.% (патент №2299230)
9 29,9 - - - 37,9 30,0 - 0,1 1,49 22 13-00 24 атм - -

Тампонажный раствор, образующий доломитизированный камень и включающий Микродур, хлористый кальций, нитрилтриметиленфосфоновую кислоту - НТФ плотностью 1,8 г/см3, воду, карбонат калия, хлористый барий, рассол хлористого магния - бишофит плотностью 1,32 г/см3, суперпластификатор С-3 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Хлористый кальций 2,93-4,01
Хлористый барий 5,52-7,52
Указанный рассол хлористого магния 6,37-8,69
Карбонат калия 11,04-15,05
Вода 36,42-49,65
Микродур 14,54-37,32
Суперпластификатор С-3 0,27-0,36
Указанная НТФ 0,13-0,18



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - улучшение очистки затрубного пространства перед размещением цементных растворов или во время фазы заканчивания, абразивная очистка всего мягкого материала, присутствующего в затрубном пространстве, в частности, гелеобразной глинистой массы и глинистой корки, без применения дополнительного оборудования и без повреждения металлических деталей.

Изобретение относится к обработке подземных пластов при добыче углеводородов. Способ обработки подземного пласта, пересеченного скважиной, включающий: обеспечение обрабатывающей жидкости, содержащей вязкоупругое поверхностно-активное вещество, имеющее по меньшей мере одну разлагаемую связь, гидролизуемый материал и материал для регулирования величины рН, при этом материал для регулирования величины рН имеет значение рН, равное или большее, чем примерно 9, и содержит сильнощелочное вещество и окислитель; и введение в подземный пласт обрабатывающей жидкости.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным растворам для цементирования обсадных колонн, а также хвостовиков дополнительных стволов нефтяных и газовых скважин.

Настоящее изобретение касается добычи углеводородов из трещиноватого коллектора. Способ добычи нефти из трещиноватого коллектора, матрица которого является смачиваемой нефтью, включающий по меньшей мере одну нагнетательную скважину и продуктивную скважину, которые обе сообщаются с трещинами и матрицей, включающий, по порядку, следующие стадии: a) закачку в первую очередь через нагнетательную скважину раствора поверхностно-активных веществ - ПАВ, повышающих вязкость, способных проникать в сетку трещин, слабо взаимодействующих с матрицей, создающих in situ пробку с целью значительного и селективного уменьшения проницаемости трещин и способствующих прохождению раствора стадии b) в матрицу; b) закачку во вторую очередь через нагнетательную скважину раствора ПАВ, способных взаимодействовать с матрицей для придания ей, предпочтительно, смачиваемости водой и извлечения из нее нефти, при этом указанный раствор течет, предпочтительно, через матрицу и после латентного периода времени по меньшей мере 24 часа; c) закачку в третью очередь через нагнетательную скважину воды, приводящую к увеличению поверхностного натяжения, насыщению матрицы, извлечению нефти и после растворения указанной нефтью пробки, образованной на стадии а), вытеснению нефти к продуктивной скважине.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ограничения водопритока в добывающих и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных нефтяных скважинах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке и повышении нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заводнением. В способе разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, включающем заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор, вначале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида-ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой, указанный водный раствор дополнительно содержит кальцинированную соду при следующей концентрации в нем компонентов, мас.

Изобретение относится к эмульгаторам для буровых растворов. Предложено полиамидное соединение формулы (А), где a является целым числом от 1-5, b и c являются каждый независимо выбранными из целых чисел от 0 до 10, при условии, что b и c не могут оба быть 0 одновременно, d является целым числом от 0 до 10, е является целым числом от 1-5, Y выбирают из H, X, -C(O)R1 или -C(O)R2 и Z выбирают из -C(O)R1 или X, где R1 и R2 являются линейными или разветвленными, насыщенными или ненасыщенными гидрокарбильными группами, имеющими от 7 до 30 атомов углерода, и X является карбонильной группой, полученной из карбоновой кислоты.
Изобретение относится к технологиям подземной газификации угольных пластов посредством преобразования угля на месте его залегания в горючий газ, который в качестве топлива может использоваться в энергоустановках разного типа.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным растворам для ограничения водопритока. Расширяющийся тампонажный раствор содержит жидкость затворения - воду, и основу, состоящую из портландцемента тампонажного, гидроксиэтилцеллюлозы, пластификатора FOX-8H, силиконового пеногасителя Sik, хлорида кальция и расширяющей добавки - продукта совместного помола гипса, негашеной извести, порошка магнезитового каустического и глиноземистого цемента среднего химического состава, мас.%: СаО - 42-47; MgO - 11…13; СаSО4 - 23-28; mСаО·nАl2О3 - 14-17; Fе2О3 - 0-0,5; прочие примеси - 0-4,5 при следующем соотношении используемых ингредиентов, мас.%: портландцемент тампонажный - 91,6-94,2; гидроксиэтилцеллюлоза - 0,1-0,25; пластификатор FOX-8H - 0,05-0,1; силиконовый пеногаситель Sik - 0,1-0,23; хлорид кальция - 2,3-3,1; расширяющая добавка - 3,0-5,0.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - обеспечение высоких флоккулирующих и ингибирующих свойств раствора для удаления шлама при очистке, высокой термостойкости бурового раствора при низкой химической агрессии к окружающей среде при вскрытии пластов с аномально высоким пластовым давлением и практически нулевой фильтрацией водной фазы.
Изобретение относится к привитому сополимеру из лигнина, который может быть использован в качестве добавки к буровому раствору. Способ получения привитого сополимера из лигнина включает реакцию лигноцеллюлозного материала с акриловым соединением при от 60°С до 100°С в атмосфере азота в присутствии неокисляющей сильной органической кислоты в качестве катализатора. Реакционную смесь разделяют раствором сульфата цинка для получения твердой фазы, главным образом содержащей лигноцеллюлозные материалы, и жидкой фазы, содержащей привитой сополимер из лигнина и непрореагировавшее акриловое соединение. Жидкую фазу подвергают выпариванию для получения привитого сополимера из лигнина. Предпочтительно лигноцеллюлозные материалы получают из отходов переработки масличной пальмы. Описывается применение полученного привитого сополимера из лигнина в буровом растворе в качестве гелеобразующего и загущающего агента и буровой раствор, включающий от 0,3% до 0,7% указанного сополимера из лигнина. Изобретение обеспечивает получение эффективного, экономичного, не наносящего ущерб окружающей среде, гелеобразующего и загущающего агента для бурового раствора. 3 н. и 5 з.п. ф-лы, 3 табл., 4 пр.
Изобретение относится к композициям для увеличения вязкости тяжелых рассольных систем. Способ увеличения вязкости рассольных систем, используемых при подземном ремонте скважин, включает: a) получение рассольной системы, включающей гидратированный полисахарид и, по меньшей мере, одну многовалентную соль, где плотность рассольной системы составляет больше чем примерно 1,2 г/см3 и pH составляет меньше чем примерно 7, по меньшей мере одна многовалентная соль присутствует в количестве от примерно 5 мас.% до примерно 90 мас.% общей массы рассольной системы; и b) прибавление эффективного количества щелочного средства, увеличивая вязкость рассольной системы, где щелочное средство выбирают из группы, состоящей из аминов, глицерофосфатов щелочных металлов, ортофосфатов щелочных металлов, гидроксидов щелочных металлов, карбонатов, алканоламинов, силикатов, цитратов, фосфатов, буферных растворов таковых и их смесей. По другому варианту способ увеличения вязкости рассольных систем, используемых при подземном ремонте скважин, включает: a) получение водной рассольной системы, включающей, по меньшей мере, одну многовалентную соль, где плотность рассольной системы составляет больше чем примерно 1,2 г/см3 и pH составляет меньше чем примерно 7, по меньшей мере одна многовалентная соль присутствует в количестве от примерно 5 мас.% до примерно 90 мас.% общей массы рассольной системы; b) прибавление полисахарида; c) прибавление эффективного количества кислотного буферного средства в рассольную систему для понижения pH соляной системы, так что полисахарид становится способным значительно гидратироваться в рассольной системе, и d) прибавление эффективного количества щелочного средства, увеличивая вязкость рассольной системы, где щелочное средство выбирают из группы, состоящей из аминов, глицерофосфатов щелочных металлов, ортофосфатов щелочных металлов, гидроксидов щелочных металлов, карбонатов, алканоламинов, силикатов, цитратов, фосфатов, буферных растворов таковых и их смесей. По другому варианту способ получения рассольной системы с увеличенной вязкостью, используемой при подземном ремонте скважин, включает: а) прибавление полисахарида к водному соляному раствору, включающему: (i) по меньшей мере, одну многовалентную водорастворимую соль, присутствующую в количестве от примерно 5 мас.% до примерно 90 мас.% общей массы рассольной системы; (ii) плотность между 1,2 г/см3 и 2,4 г/см3 и (iii) значение pH, меньшее, чем примерно 7, благодаря чему полисахарид является способным к значительной гидратации в соляном растворе, и b) прибавление щелочного средства для увеличения pH соляного раствора, увеличивая вязкость рассольной системы, где щелочное средство выбирают из группы, состоящей из аминов, глицерофосфатов щелочных металлов, ортофосфатов щелочных металлов, гидроксидов щелочных металлов, карбонатов, алканоламинов, силикатов, цитратов, фосфатов, буферных растворов таковых и их смесей. По другому варианту способ получения рассольной системы с увеличенной вязкостью, используемой при подземном ремонте скважин, включает: a) прибавление полисахарида к водному соляному раствору, включающему: (i) по меньшей мере, одну многовалентную водорастворимую соль, присутствующую в количестве от примерно 5 мас.% до примерно 90 мас.% общей массы рассольной системы; (ii) плотность между 1,2 г/см3 и 2,4 г/см3; b) прибавление эффективного количества кислоты к соляному раствору, так что полисахарид является способным к значительной гидратации в соляном растворе и с) прибавление щелочного средства для увеличения pH соляного раствора до значения, большего чем 6, увеличивая вязкость рассольной системы, где щелочное средство выбирают из группы, состоящей из аминов, глицерофосфатов щелочных металлов, ортофосфатов щелочных металлов, гидроксидов щелочных металлов, карбонатов, алканоламинов, силикатов, цитратов, фосфатов, буферных растворов таковых и их смесей. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности без использования сшивателей. 4 н. и 9 з.п. ф-лы, 6 пр., 6 табл.

Изобретение относится к способу сохранения разобщения пластов в подземной скважине, в которой ствол скважины пересекает один или большее число пластов, содержащих углеводороды, включающему: (i) накачивание цементного раствора, содержащего термопластичные блок-сополимерные частицы, в скважину, причем блок-сополимер имеет структуру (A-b-B-b-A), где A представляет собой стеклообразный или полукристаллический блок, а B является эластомерным блоком; и (ii) предоставление цементному раствору возможность затвердеть, чтобы сформировать цементное кольцо. При этом появление микрозазоров, трещин или дефектов в цементном кольце позволяет углеводородам из продуктивного пласта вступать в контакт с частицами, позволяя частицам набухать, и позволяет цементному кольцу обладать свойствами самовосстановления. Изобретение также относится к применению указанных термопластичных блок-сополимерных частиц, для придания свойств самоизлечивания рецептуре цемента, который укладывается в подземной скважине, пересекающей один или большее число пластов, содержащих углеводороды, где после затвердевания цемент образует цементное кольцо, в котором частицы набухают при контакте с углеводородами из продуктивного пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 5 ил., 10 табл., 5 пр.,

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разрушения глинистых частиц, находящихся в поровом пространстве низкопроницаемого заглинизированного терригенного пласта. Состав для разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта содержит, мас.%: хлорид аммония 20,0-60,0; глинокислоту 6,0-12,0; уксусную кислоту 12-24; ацетонометанольный раствор или этиловый или изопропиловый спирт 22-44. 3 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - получение бурового раствора, обладающего низкими показателями величины статического напряжения сдвига и водоотдачи, высокими значениями вязкости и солестойкости, высокой термо- и ферментативной устойчивостью при одновременной доступной и экономически рентабельной технологией приготовления. Буровой раствор на водной основе включает глину и стабилизирующий полимер - модифицированный стиромаль, представляющий собой продукт радикальной сополимеризации стирола с малеиновым ангидридом в среде осушенного бензола, модифицированный путем его сшивания, аммонолиза и переамидирования в течение 3-4 часов, с последующей нейтрализацией оставшихся бензола и малеиновой кислоты раствором едкого натра, содержащий звенья стирола, малеинового ангидрида и звенья последнего, подвергшиеся модификации, при следующем соотношении компонентов, мас.%: глинопорошок 8,0; модифицированный стиромаль 0,1-0,25; вода остальное, при этом модифицированный стиромаль имеет следующую структурную формулу: 3 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов с вязкой нефтью. Технический результат - повышение коэффициентов вытеснения, охвата и увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта. В способе, включающем разработку нефтяного пласта заводнением, закачку в нагнетательные скважины оторочек водного раствора, содержащего щелочь, биополимер, поверхностно-активное вещество - ПАВ, культуру бактерий и питательные соли - ПС, и отбор продукции из добывающих скважин, после разбуривания месторождения строят карты распределения проницаемости пласта, на скважинах с проницаемостью пласта, меньшей в два раза и более чем средняя проницаемость по пласту, и при накопленном отборе нефти не более 50% от начальных извлекаемых запасов проводят гидравлический разрыв пласта, по данным проб нефти скважин строят карты распределения участков пласта по вязкости нефти (ВН), в участках пласта через нагнетательные скважины осуществляют закачку указанного раствора при следующем соотношении компонентов, мас. %: щелочь не более 5, биополимер не более 1, ПАВ не более 0,5, культура углеводородокисляющих бактерий не более 0,1, ПС не более 0,8, вода - остальное, с изменением концентрации С компонентов в указанном растворе пропорционально установленному значению ВН для каждого очага С определяют по зависимости C n к = y n ⋅ C max к , где к - вид компонента, n - номер очага, y - коэффициент пропорциональности каждого очага, причем у рассчитывают по линейному уравнению y=a·x+b, где x - значение ВН очага, мПа·с, а, b - коэффициенты линейного уравнения, которые определяют при значении y для xmax равном 1 и при xmin равном 0 из системы уравнений: где xmax и xmin - значения соответственно максимальной и минимальной ВН, циклы закачки оторочек состава повторяют при падении дебитов нефти до уровня перед проведением закачки состава. 1 пр.
Изобретение относится к области добычи нефти и газа, а именно к составам для ограничения водопритоков и выравнивания профилей приемистости и глушения нефтегазодобывающей скважины. Эмульсионный состав для ограничения водопритоков, выравнивания профиля приемистости и глушения скважин, содержащий углеводородную и водную фазы, эмульгатор, включающий в качестве активного вещества продукт взаимодействия жирных кислот и аминов, в качестве добавки неионогенные поверхностно-активные вещества - НПАВ и в качестве растворителя спирт, где эмульгатор содержит в качестве активного вещества продукт взаимодействия жирной кислоты типа R-COOH, где R=С5-С20, с амином R-N-(R′-NH2)n, где R=С4-С22, R′=С2-С4, n=0-2, при следующем соотношении компонентов эмульгатора, мас.%: указанный продукт взаимодействия 2-80, НПАВ 2-60, спирт остальное, а состав содержит следующее соотношение компонентов, мас.%: углеводородная фаза 2-25, эмульгатор 0,1-5,0, водная фаза остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение стабильности, в т.ч. термостабильности при 20-80°C, стойкости к механическим воздействиям, снижение коррозионной активности, улучшение регулирования реологических свойств эмульсии. 4 з.п. ф-лы, 1 табл., 5 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Технический результат - повышение коэффициента вытеснения и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем разработку нефтяного пласта заводнением, закачку в нагнетательные скважины оторочек водного раствора, содержащего щелочь, полимер, поверхностно-активное вещество - ПАВ, культуру микроорганизмов - КМ, питательную среду - ПС и отбор продукции из добывающих скважин, на начальном этапе разработку месторождения ведут закачкой воды в объеме, достаточном для достижения накопленной компенсации отбора жидкости закачкой не менее 50%, после достижения отбора нефти от начальных извлекаемых запасов нефти более 70% строят карты распределения удельных на 1 м2 площади остаточных геологических запасов нефти - ОГЗ, выявляют выработанные участки пласта, где в очаговые нагнетательные скважины осуществляют закачку указанного раствора при следующем соотношении компонентов, мас. %: щелочь не более 5, полимер не более 1, ПАВ не более 0,5, KM не более 0,05, ПС не более 0,5, вода остальное, с изменением концентрации С компонентов в указанном растворе пропорционально установленному значению ОГЗ для каждого очага С определяют по зависимости C n к = y n ⋅ C max к , где к - вид компонента, n - номер очага, y - коэффициент пропорциональности каждого очага, причем y рассчитывают по линейному уравнению y=a·x+b, где x - значение удельных ОГЗ очага, т/м2, a, b - коэффициенты линейного уравнения, которые определяют при значении y для xmax, равном 0, и при xmin, равном 1, из системы уравнений: где xmax и xmin - значение соответственно максимальных и минимальных удельных ОГЗ, циклы закачки оторочек состава повторяют при падении дебитов нефти до уровня перед проведением закачки состава. 1 пр.

Настоящее изобретение направлено на создание композиции для прочистки пласта при нефтедобыче. Композиция для прочистки пласта при нефтедобыче содержит расширяющиеся полимерные частицы, имеющие анионные участки, и сшитые лабильными сшивающими агентами и стабильными сшивающими агентами, где указанные частицы объединены с жидкостью и катионным сшивающим агентом, способным дополнительно сшивать частицы при деградации лабильного сшивающего агента с образованием геля, в которой указанный анионный участок выбран из группы, состоящей из полимеризующихся карбоновых кислот и их натриевых, калиевых и аммонийных солей, а указанным катионным сшивающим агентом является, по крайней мере, один агент, выбранный из группы, состоящей из Cr3+ Fe3+ Al3+, Ti4+ Sn4+, Zr4+ или их солей, их комплексов или наночастиц, содержащих их, хелатированных катионов указанных металлов или полиэтиленимина (ПЭИ). Заявлен также вариант композиции и способ повышения добычи углеводородных жидкостей из подземного месторождения. Технический результат - композиции, содержащие полимер, обеспечивают хорошее сопротивление потоку со временем, обеспечивая длительный эффект обработки. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 2 ил., 2 пр.
Изобретение относится к расклинивающему наполнителю и его использованию при гидроразрыве для добычи нефти и газа. Сверхлегкий расклинивающий наполнитель приготовлен из смеси сырьевых материалов, содержащей фарфоровую глину, гончарную глину и каолин и/или кремнистую глину, где содержание, вес.%: фарфоровой глины 5-85, каолина и/или кремнистой глины 5-85, гончарной глины 5-30. Сверхлегкий расклинивающий наполнитель с кажущимся удельным весом от 2,10 г/см3 до 2,55 г/см3 и объемной плотностью от 1,30 г/см3 до 1,50 г/см3 приготовлен из смеси природных глин, содержащей фарфоровую глину, гончарную глину и по меньшей мере каолин или кремнистую глину, где содержание глинозема 5,5-35%. В способе приготовления указанного выше наполнителя высокой прочности расклинивающего наполнителя достигают регулированием времени обжига в пределах 75-960 минут и температуры обжига от 1150°C до 1380°C. Спеченная сферическая гранула, приготовленная из смеси сырьевых материалов, содержащей фарфоровую глину, гончарную глину и по меньшей мере каолин или кремнистую глину, имеющая по существу округлую и сферическую форму, характеризуется коэффициентом Крумбейна, по меньшей мере, 0,8 при содержании глинозема в ней 5,5-35%. В способе гидроразрыва подземного пласта нагнетают в пласт гидравлическую текучую среду с расходом и давлением, достаточными для раскрытия разрыва в пласте, и нагнетают в разрыв текучую среду, содержащую указанный выше наполнитель. Технический результат - повышение прочности расклинивающего наполнителя и его проводимости. 5 н. и 24 з.п. ф-лы, 13 табл., 5 пр.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-01-10 2015-01-10T14:59:25
Наверх