Эмульсионный состав для ограничения водопритоков, выравнивания профиля приемистости и глушения скважин


 


Владельцы патента RU 2539484:

ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО Опытный завод НЕФТЕХИМ (RU)

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=С520, с амином R-N-(R′-NH2)n, где R=С422, R′=С24, 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 области добычи нефти и газа, в частности к потокоотклоняющим составам, применяемым для ограничения водопритоков и выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин в теригенных и карбонатных коллекторах, а также для глушения нефтегазодобывающей скважины с целью повышения продуктивности и легкости освоения при производстве текущих и капитальных ремонтов скважин.

Известна эмульсия для глушения скважин, включающая газоконденсат, конденсированную сульфит-спиртовую барду (КССБ), хлорид кальция (CaCl2), кальцинированную соду (Na2CO3), карбамид, химически осажденный мел и воду [пат. РФ №2168003]. Недостатками этого эмульсионного состава является большое количество компонентов, а также то, что данная эмульсия не будет устойчивой при пластовых температурах 60-80°C, так как в качестве эмульгатора используется конденсированная сульфит-спиртовая барда, не обладающая высокими эмульгирующими свойствами.

Известна обратная дисперсия, содержащая газоконденсат, эмульгатор - эмультал, наполнитель - алюмосиликатные микросферы АСМ, минерализованную воду и дополнительно в качестве термостабилизатора - гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11H [пат. РФ №2213762]. Недостатками данной дисперсии являются высокая фильтрация в пластовых условиях и наличие в составе в качестве наполнителя твердой фазы.

Авторами [пат. РФ №2379473] описывается эмульсионный состав для временной изоляции пласта, включающий полисахаридный структурообразователь - биополимер ксантанового рода MC Bioxan, наполнитель - Полицелл ЦФ, неионогенный эмульгатор - полиэтиленгликолевый эфир алкилфенола (ОП-10), углеводородную жидкость - отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел; вода - остальное. Недостатками данного состава является сложность, необходимость использования дорогих и дефицитных компонентов, а также отрицательное влияние на подготовку нефти.

Также известна [Г.А. Орлов, М.Ш. Кендис, В.Н. Глушенко "Применение обратных эмульсий в нефтедобыче". М.: "Недра", 1991 г.] эмульсия, включающая углеводородную жидкость, пластовую воду или водный раствор хлорида кальция или раствор сильной кислоты и эмульгатор ЭС-2 - продукт амидирования кубовых остатков синтетических жирных кислот декстрамином. Недостатком данной эмульсии является наличие в ее составе эмульгатора ЭС-2, который является дорогостоящим продуктом, кроме того, эмульсия является неустойчивой в нейтральных и слабоминерализованных средах.

Известна гидрофобная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважину [пат. №2134345, 1999 г.], содержащая нефть, пластовую воду хлоркальциевого типа плотностью 1060-1180 кг/м3 и аминосодержащее соединение, в качестве последнего содержит остатки кубовые при производстве аминов С1720 или продукт поликонденсации остатков кубовых при производстве аминов С1720 и остатков кубовых при производстве капролактама - 20-30%-ный раствор в углеводородном растворителе аминосодержащих продуктов (енаминов, иминов и аминоспиртов) при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: нефть - 32,0-56,0; остатки кубовые при производстве аминов С1720 или продукт поликонденсации остатков кубовых при производстве аминов С1720 и остатков кубовых при производстве капролактама - 1,0-4,0; пластовая вода хлоркальциевого типа с плотностью 1060-1180 кг/м3 - остальное. Недостатками являются наличие в составе соединений, влияющих на нефтеподготовку, недостаточная устойчивость к расслаиванию и большое содержание нефти в конечной эмульсии, приводящее к ее удорожанию.

Наиболее близким аналогом изобретения является эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий [пат. №2414290, 2011 г.], содержащий в качестве активного вещества продукт взаимодействия ненасыщенных жирных кислот и сложных этиленаминов, аминоспиртов и их смесей, в качестве растворителя - фракции углеводородов, содержащие спирты, эфиры и альдегиды C1-C12 или нефтяные дистилляты, а в качестве функциональных добавок - гидроксиэтилированные алкилфенолы (например, неонол АФ 9-12 по ТУ 2483-077-05766801-98) или поливинилацетатную депрессорную присадку при следующем соотношении компонентов, мас.%: активное вещество 20-90, растворитель 8-75 и функциональные добавки - остальное. Для приготовления эмульсий использовали следующее соотношение компонентов, мас.%: эмульгатор 1-4, углеводородная фаза 46-49, водная фаза - остальное. Недостатком данного эмульгатора является большое содержание углеводородной фазы, необходимой для получения эмульсии, что приводит к удорожанию конечной эмульсии, снижению ее вязкости и ухудшению фильтрационных характеристик.

Задачей изобретения является разработка рецептуры эмульсии, не содержащей твердой фазы, состоящей из малого количества доступных компонентов, имеющей низкую температуру застывания.

Технический результат при использовании изобретения - повышение стабильности эмульсии в течение длительного времени, в том числе термостабильность при пластовых температурах 20-80°C, улучшение регулирования реологических свойств эмульсии.

Указанный технический результат достигается тем, что 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 функциональной добавки неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ) и в качестве растворителя спирт, согласно изобретению эмульгатор содержит в качестве активного вещества продукт взаимодействия жирной кислоты типа R-COOH, где R=C5-C20, с амином R-N-(R′-NH2)n, где R=С422, R′=С24, n=0-2 при следующем соотношении компонентов эмульгатора, мас.%:

продукт взаимодействия жирных кислот типа R-COOH,

где R=С520, с амином R-N-(R′-NH2)n,

где R=С422, R′=С24, n=0-2 2-80
неионогенный ПАВ 2-60
спирт остальное.

а состав содержит следующее отношение компонентов, мас.%:

углеводородная фаза 2-25
эмульгатор 0,1-5,0
водная фаза остальное

При этом эмульсионный состав в качестве углеводородной фазы содержит нефть или органический растворитель, в качестве органического растворителя содержит керосин или дизельное топливо; а в качестве водной фазы содержит пресную или минерализованную воду.

Существенные отличия предлагаемого способа

В предлагаемом составе в качестве эмульгатора применяется продукт взаимодействия жирных кислот типа R-COOH, где R=С520 с амином R-N-(R′-NH2)n, где R=С422, R′=С24, n=0-2 и спиртовой раствор неионогенного ПАВ, кроме того, в качестве углеводородной фазы используется нефть, либо органический растворитель (керосин, дизельное топливо и т.д.).

Преимущества предлагаемого способа

Компоненты эмульсионного состава, в частности углеводородная фаза, представляющая собой нефть, либо органический растворитель (керосин, дизельное топливо и т.д.) и эмульгатор, содержащий продукт взаимодействия жирных кислот типа R-COOH, где R=С520 с амином R-N-(R′-NH2)n, где R=С422, R′=С24, n=0-2 и спиртовой раствор неионогенного ПАВ, обладают хорошими низкотемпературными свойствами, и представляют собой жидкости вплоть до температуры ниже минус 40°C. Данный эмульгатор, а также углеводородная фаза, как отдельно, так и в совокупности, обладают отличными низкотемпературными свойствами, что позволяет использовать эмульгатор и углеводородную фазу при отрицательных температурах, что облегчает их применение в зимний период времени, кроме того, вследствие низкого влагосодержания, данные компоненты эмульсионного состава обладают низкой удельной теплоемкостью, что позволяет снижать время и энергозатраты на разогрев. Кроме того, преимуществом является возможность регулирования реологических свойств образующейся эмульсии варьированием количеств углеводородной фазы и эмульгатора. Входящие в состав заявляемого эмульсионного состава ПАВы не ухудшают качество подготавливаемой нефти.

Приготовление эмульсии заключается в диспергировании углеводородной фазы в водной среде в присутствии эмульгатора. Особенностью является возможность регулирования реологических свойств образующейся эмульсии варьированием количества углеводородной фазы и эмульгатора. Образующаяся эмульсия обладает высокой стабильностью в течение длительного времени; стойкостью к механическим воздействиям, термостабильностью при пластовых температурах 20-80°C.

Изобретение иллюстрируется следующими примерами.

Пример 1. В круглодонную колбу загружается 28,9 г кокопропилендиамина (диамин на основе кокосового масла, продукт вида R-N-(CH2)3-NH2, где R=C6-C18) и нагревается при перемешивании. При температуре 100°C в колбу загружается 71,1 г синтетических высших жирных кислот фракции C10-C16. По окончании загрузки данная смесь выдерживается при температуре 140°C в течение 4 часов под прямым холодильником в токе азота. Полученный продукт анализируется.

На основании полученного продукта готовится раствор эмульгатора: продукт взаимодействия кислоты с амином - 40 мас.%; в качестве неионогенного ПАВ полиэфир простой ПП-4202 - 20 мас.%; метиловый спирт - 40 мас.%.

Для образования эмульсии используется полученный эмульгатор, в качестве углеводородной фазы используется нефть с месторождений ОАО «Оренбургнефть»; в качестве водной фазы - пресная вода, при различном соотношении углеводородной фазы, эмульгатора и водной фазы.

Данные по реологическим свойствам, стабильности, в том числе и термостабильности для различного соотношения углеводородной фазы, эмульгатора и водной фазы представлены в таблице.

Седиментационную стабильность (СС) (фазовое равновесие) обратных эмульсий оценивали по количеству отделившейся диспергированной воды из объема эмульсии при комнатной температуре (23°C) через 7 дней статического отстоя. Термостабильность инвертных эмульсий оценивали в течение 3-х суток выдерживания образца эмульсии при температуре 80°C. Динамическую вязкость эмульсии определяли на ротационном вискозиметре при 20°C.

Как видно из приведенной таблицы, изменяя соотношение компонентов, можно регулировать реологические свойства и время образования эмульсии. Все эмульсии обладают стойкостью при температуре 20°C и термостабильностью от 2 до 48 часов. Кроме того, все используемые компоненты эмульсии обладают пониженной коррозионной активностью, а эмульгированная вода в обратной эмульсии, являясь дисперсной фазой, не способна вызывать коррозию.

Пример 2. Отличается от примера 1 тем, что эмульгатор содержит продукт взаимодействия кокодипропилентриамина (триамин на основе кокосового масла, продукт вида R-N-((CH2)3-NH2)2, где R=C6-C18) и олеиновой кислоты - 20 мас.%; в качестве неионогенного ПАВ синтерол - 40 мас.%; этиловый спирт - 40 мас.%.

Для образования эмульсии используется полученный эмульгатор, в качестве углеводородной фазы используется керосин; в качестве водной фазы - минерализованная вода системы ППД ОАО «Оренбургнефть» при следующем соотношении: углеводородная фаза - 10 мас.%, эмульгатор - 5 мас.%, водная фаза - 85 мас.%. Эмульсия образуется через 45 минут, динамическая вязкость эмульсии при 20°C 745 мПа·с, седиментационная стабильность - 35% отделения воды через 7 дней, термостабильность 23% отделения воды через 24 часа.

Пример 3. Отличается от примера 1 и 2 тем, что эмульгатор содержит продукт взаимодействия бутилдиэтилентриамина (триамин вида C4H9-N-((CH2)2-NH2)2) и синтетических высших жирных кислот фракции C17-C20 - 80 мас.%; в качестве неионогенного ПАВ неонол АФ-9/12 - 2 мас.%; метиловый спирт - 18 мас.%.

Для образования эмульсии используется полученный эмульгатор, в качестве углеводородной фазы - дизельное топливо; в качестве водной фазы - пресная вода, доведенная до плотности 1,16 г/см3 с помощью различных солей при следующем соотношении: дизельное топливо - 20 мас.%, эмульгатор - 4 мас.%, водная фаза - 76 мас.%. Эмульсия образуется через 55 минут, динамическая вязкость эмульсии при 20°C 1048 мПа·с, седиментационная стабильность - 30% отделения воды через 7 дней, термостабильность 20% отделения воды через 24 часа.

Пример 4. Отличается от примеров 1-3 тем, что эмульгатор содержит продукт взаимодействия амина на основе рапсового масла (амин C22-NH2) и синтетических высших жирных кислот фракции C5-C9 - 60 мас.%; в качестве неионогенного ПАВ стеарокс-6 - 10 мас.%; бутиловый спирт - 30 мас.%.

Для образования эмульсии используется полученный эмульгатор, в качестве углеводородной фазы - керосин; в качестве водной фазы - пресная вода (ρ=1,030 г/см3) с солерастворного узла ЗАО «Импульснефтесервис» при следующем соотношении: керосин - 25 мас.%, эмульгатор - 3 мас.%, водная фаза - 72 мас.%. Эмульсия образуется через 40 минут, динамическая вязкость эмульсии при 20°C 658 мПа·с, седиментационная стабильность - 10% отделения воды через 7 дней, термостабильность 15% отделения воды через 24 часа.

Пример 5. Отличается от примеров 1-4 тем, что эмульгатор содержит продукт взаимодействия кокодибутилентриамина (триамин вида R-N-((CH2)4-NH2)2, где R=C6-C18) и синтетических высших жирных кислот фракции C5-C9 - 2 мас.%; в качестве неионогенного ПАВ - лапрол 4503 -60 мас.%; изопропилового спирта - 38 мас.%.

Для образования эмульсии используется полученный эмульгатор, в качестве углеводородной фазы - нефть ОАО «РН-Няганьнефтегаз»; в качестве водной фазы - пресная вода, доведенная до плотности 1,16 г/см3 с помощью различных солей при следующем соотношении: нефть - 2 мас.%, эмульгатор - 0,1 мас.%, водная фаза - 97,9 мас.%. Эмульсия образуется через 15 минут, динамическая вязкость эмульсии при 20°C 10525 мПа·с, седиментационная стабильность устойчива в течение 7 дней, термостабильность 3% отделения воды через 72 часа.

Таблица
Данные по реологическим свойствам, стабильности, в том числе и термостабильности для различного соотношения углеводородной фазы, эмульгатора и водной фазы
Процентное содержание компонентов УВ:эмульгатор:вода Время образования эмульсии, мин Вязкость образующейся эмульсии, мПа·с СС при комнатной температуре 23°C через 7 дней Термостабильность эмульсии при 80°C
2:0,1:97,9 10 18572 устойчива устойчива
4:1:95 5 8602 устойчива устойчива
10:1,5:88,5 5 763 устойчива устойчива
15:2,5:82,5 15 594 устойчива устойчива
20:3,8:76,2 20 468 устойчива 2% отделение воды через 48 часов
25:5:70 35 320 устойчива 3% отделение воды через 48 часов

1. 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 функциональной добавки неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ) и в качестве растворителя спирт, отличающийся тем, что эмульгатор содержит в качестве активного вещества продукт взаимодействия жирной кислоты типа R-COOH, где R=С520, с амином R-N-(R′-NH2)n, где R=С422, R′=С24, n=0-2 при следующем соотношении компонентов эмульгатора, мас.%:
продукт взаимодействия жирных кислот типа R-COOH,
где R=С520, с амином R-N-(R′-NH2)n,

где R=С422, R′=С24, n=0-2 2-80
неионогенный ПАВ 2-60
спирт остальное,

а состав содержит следующее отношение компонентов, мас.%:
углеводородная фаза 2-25
эмульгатор 0,1-5,0
водная фаза остальное

2. Эмульсионный состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве углеводородной фазы содержит нефть.

3. Эмульсионный состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве углеводородной фазы содержит керосин или дизельное топливо.

4. Эмульсионный состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве водной фазы содержит минерализованную воду.

5. Эмульсионный состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве водной фазы содержит пресную воду.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов с вязкой нефтью.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разрушения глинистых частиц, находящихся в поровом пространстве низкопроницаемого заглинизированного терригенного пласта.

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.
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.
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.
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.

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.

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.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает спуск в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах (НКТ) перфорированного патрубка. Закачивают в НКТ приготовленную на дневной поверхности двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования, буферную жидкость, вторую порцию структурообразователя. При этом до спуска колонны НКТ выявляют зону водопритока и определяют ее удельную приемистость. В зависимости от глубины зоны водопритока и удельной приемистости выбирают объем и время структурирования двухкомпонентной тампонажной смеси с коротким сроком структурирования, состоящей из двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования и второй порции структурообразователя. Готовят двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования и последовательно закачивают буферную жидкость с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования, буферную жидкость с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования. Далее закачивают вторую порцию структурообразователя с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования. Устанавливают в НКТ разделительную пробку с фиксирующей головкой и продавливают при давлении 0,5 МПа продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, в трубное и кольцевое пространство. Создают циркуляцию продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, через верхние радиальные отверстия до выравнивания плотностей в трубном и кольцевом пространстве. Затем колонну НКТ приподнимают и инжектируют при их подъеме вторую порцию структурообразователя с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, через перфорированный торец перфорированного патрубка в двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования. После чего двухкомпонентную тампонажную смесь с коротким сроком структурирования продавливают по кольцевому пространству в зону водопритока продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зон водопритока в скважине. 1 пр., 2 табл., 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с высокопроницаемым коллектором. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. В высокопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не менее 100 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с применением фракций проппанта, включающих в себя начальную фракцию размерностью от 30/40 до 20/40 меш и основную крупную фракцию размерностью 12/18 меш и более в объеме не менее 70% от общего количества проппанта с конечной концентрацией проппанта не менее 750 кг/м3. Расход жидкости при прокачке фракции 12/18 меш и более через перфорационные отверстия устанавливают не более 3 м3/мин, а устьевое давление поддерживают не более 35 МПа. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва высокопроницаемых пластов. 1 табл.
Изобретение относится к области строительства скважин и нефтедобычи, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта, представленного терригенным водочувствительным коллектором, и может быть использовано в качестве жидкости глушения, освоения и вторичного вскрытия, в качестве состава, раскольматирующего фильтрационную корку буровых растворов на неводной основе. Технический результат - повышение степени удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного пласта скважин после использования буровых растворов на неводной основе, восстановление природных коллекторских свойств терригенных водочувствительных коллекторов на этапах освоения, глушения и вторичного вскрытия скважин, пробуренных с использованием буровых растворов на неводной основе. Гидрофобный кислотно-мицеллярный состав для глушения, освоения и вторичного вскрытия продуктивных пластов, пробуренных с использованием буровых растворов на неводной основе, включает водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ с гидрофильно-липофильным балансом ГЛБ не менее 12, флотореагент-оксаль, 5-20 мас.%-ный раствор сульфаминовой кислоты в этиленгликоле или 5-20 мас.%-ный раствор муравьиной кислоты в этиленгликоле, или их смесь в объемном соотношении 1:1-1:2 соответственно при следующем соотношении ингредиентов, об.%: указанный раствор кислоты или указанная смесь растворов кислот 40-55; указанное НПАВ 2-5; флотореагент-оксаль остальное. 3 з.п. ф-лы, 3 табл.
Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Технический результат - повышение эффективности и технологичности удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин, в том числе пологих и горизонтальных, после использования технологической жидкости, содержащей высокомолекулярные соединения и кольматанты. В способе производят закачку в скважину кислотного технологического состава, выдержку его на реакции с последующим удалением из пласта продуктов реакции. До закачки в скважину кислотного технологического состава после последнего спуска бурового инструмента для промывки ствола скважины перед освоением в буровой раствор, содержащий высокомолекулярные соединения и кольматант, используемый для вскрытия и промывки продуктивного пласта, по циркуляции вводят смесь неионогенного поверхностно-активного вещества с сульфаминовой кислотой при массовом соотношении 0,003-0,005:1 в количестве 1-3 мас.%. Затем после последнего подъема бурового инструмента из скважины и спуска насосно-компрессорных труб осуществляют замещение указанного бурового раствора на кислотный технологический состав и выдерживают последний на реакции не менее четырех часов. В качестве кислотного технологического состава используют состав, содержащий, мас.%: перекисное соединение 0,5-3,0; сульфаминовую кислоту 5,0-10,0; неионогенное поверхностно-активное вещество 0,005-0,02; минерализованную воду остальное. Плотность указанного технологического состава равна плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличается от него не более чем на 10%. 6 з.п. ф-лы, 4 табл., 2 пр.

Настоящее изобретение относится к фенолоальдегидной смоле, поперечно-сшитой по мета-положениям, в которой поперечные связи в мета-положениях являются органическими поперечными связями, образованными переходным металлом и органическими фрагментами, присоединенными к переходному металлу через по меньшей мере четыре промежуточных атома кислорода, или поперечные связи в мета-положениях являются неорганическими связями, включающими концевые участки, содержащие редкоземельный элемент, и ядро, содержащее по меньшей мере один переходный металл, причем каждый концевой участок, содержащий редкоземельный элемент, связан с ядром, содержащим переходный металл, посредством одного или более атомов О, N или S. Также описан способ получения указанной выше фенолоальдегидной смолы, поперечно-сшитой по мета-положениям, включающий комбинирование сшивающего по мета-положениям агента, содержащего переходный металл, или одного или более соединений-источников, способных реагировать с образованием такого сшивающего агента, содержащего переходный металл, с фенолоальдегидной смолой, активированной по мета-положениям путем комбинирования фенолоальдегидной смолы с активатором мета-положений, содержащим по меньшей мере один редкоземельный элемент в комбинации с по меньшей мере одним элементом из О, N и S, или с активатором мета-положений, способным заменять метиленовые связи в фенолоальдегидной смоле на аминовые связи, и имеющей степень неполного сшивания в орто- и пара-положениях, равную по меньшей мере 2%, причем сшивающий агент, содержащий переходный металл, представляет собой органическое соединение, образованное переходным металлом и органическими фрагментами, присоединенными к переходному металлу через по меньшей мере четыре промежуточных атома кислорода, или представляет собой неорганическое соединение, включающее концевые участки, содержащие редкоземельный элемент, и ядро, содержащее по меньшей мере один переходный металл, причем каждый концевой участок, содержащий редкоземельный элемент, связан с ядром, содержащим переходный металл, посредством одного или более атомов О, N или S. Описан расклинивающий наполнитель с покрытием из смолы, включающий частицы субстрата расклинивающего наполнителя, покрытые указанной выше фенолоальдегидной смолой, сшитой по мета-положениям. Описан материал для получения расклинивающего наполнителя, содержащий остаток, полученный нагреванием при температуре от 400°C до 600°C указанной выше фенолоальдегидной смолы, сшитой по мета-положениям, полученной путем формирования в мета-положениях неорганических поперечных связей, включающих концевые участки, содержащие редкоземельный элемент, и ядро, содержащее по меньшей мере один переходный металл, причем каждый концевой участок, содержащий редкоземельный элемент, связан с ядром, содержащим переходный металл, посредством одного или более атомов О, N или S. Описан металлоорганический расклинивающий наполнитель, включающий частицы субстрата расклинивающего наполнителя, включающие поверхностное покрытие, включающее остаток разложения указанной выше фенолоальдегидной смолы, сшитой по мета-положениям, при этом указанный остаток разложения получают нагреванием при температуре от 400°C до 600°C для разложения фенолоальдегидной смолы, сшитой по мета-положениям, полученной с помощью неорганических поперечных связей в мета-положениях, включающих концевые участки, содержащие редкоземельный элемент, и ядро, содержащее по меньшей мере один переходный металл, причем каждый концевой участок, содержащий редкоземельный элемент, связан с ядром, содержащим переходный металл, посредством одного или более атомов О, N или S. Технический результат - получение бензильных полимеров, сшитых в мета-положениях, получение на их основе расклинивающих наполнителей, обладающих улучшенной прочностью на раздавливание, пористостью и проницаемостью. 5 н. и 30 з.п. ф-лы, 8 ил., 6 пр.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышение ингибирующих свойств раствора при одновременном снижении расхода полиэлектролита ВПК-402. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок ПБМВ 2-3; полиэлектролит ВПК-402 2-4; ингибитор набухания глин ингибирующую композицию «Биосол» 20-50; структурообразователь и понизитель фильтрации биополимер «Биоксан» 0,05-0,15; вода остальное. 2 табл., 1 ил.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин в неустойчивых отложениях, в особенности при бурении интервалов неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышение стабилизирующих свойств раствора. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 4-8; стабилизатор сланцев, обеспечивающий устойчивость стенок скважин, - талловое масло 5-15; понизитель фильтрации 0,2-1; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.
Наверх