Торфощелочной буровой раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах



Торфощелочной буровой раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах
Торфощелочной буровой раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах
Торфощелочной буровой раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах

 


Владельцы патента RU 2550704:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение надежности бурения скважин в глинистых породах, особенно в многолетнемерзлых породах в условиях аномально-низких пластовых давлений, за счет высоких ингибирующих свойств бурового раствора и невысокого пенообразования. Торфощелочной буровой раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах содержит, % мас.: торф 5-7; калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5; ингибитор - хлористый калий 1-3; полимерный флокулянт и понизитель водоотдачи Polydia 0,1-0,5; пеногаситель МАС-200М 1-3; воду остальное. 2 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению скважин в многолетнемерзлых породах (ММП), особенно в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД).

В процессе бурения скважин нередко наблюдаются различные осложнения. Несмотря на накопленный опыт бурения скважин в различных горно-геологических условиях, затраты времени на борьбу с осложнениями при проводке скважин остаются значительными (до 7-10%), что обусловлено усложнением условий бурения, увеличением числа наклонных и горизонтальных скважин. На ликвидацию осложнений, связанных с неустойчивостью горных пород при бурении, затрачивается более 50% аварийного времени. Возникающие при этом осложнения труднее прогнозировать и предотвращать без применения физико-химических методов взаимодействия промывочной жидкости с породой [Басарыгин Ю.М. и др. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов. - М.: ООО «Недра», 2000. - 680 с.], [Вафин P.M. и др. Выбор бурового раствора для проводки скважин в осложненных горно-геологических условиях // Нефтяное хозяйство. 2013. №1. - С .53-55].

Осыпи и обвалы стенок скважин, в основном, происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. Это объясняется тем, что в процессе бурения происходит увлажнение их фильтратом бурового раствора, что в конечном итоге снижает предел прочности этих пород. Обвалам чаще всего способствует набухание горных пород. Проникновение свободной воды, которая содержится в больших количествах в буровых промывочных жидкостях, в горизонты, сложенные глинистыми породами, приводит к их набуханию, выпучиванию в ствол скважины и, в конечном счете, к обрушению на забой.

При проектировании и строительстве эксплуатационных или разведочных скважин обычно стремятся учесть влияние набухания глинистых пород на ход и результаты бурения. При этом важно заранее иметь данные прямых экспериментальных оценок набухаемости образцов разбуриваемой породы в средах предлагаемых буровых растворов.

Торф, представляющий собой отложения органического происхождения, является экологически чистым материалом, достаточно дешевым, весьма доступным и при этом обладает свойствами, позволяющими получать высококачественные буровые растворы при минимальных расходах химических реагентов из числа наименее токсичных, т.е. является достойной заменой традиционно используемым глинистым материалам.

Торфяные буровые растворы экологически безвредны, легко очищаются от шлама, после использования они могут применяться для рекультивации нарушенных земель как в виде растворов, так и образовавшихся неиспользованных остатков торфа на скважинах.

В состав торфа входит целый комплекс веществ, весьма ценных с позиций буровых растворов. Это гуминовая кислота, гемицеллюлоза, крахмал и пектиновые вещества, битумы, лигнин и др. Гуматные реагенты из торфа уже используются для регулирования свойств буровых растворов в связи с их доступностью, низкой стоимостью исходного сырья и простотой приготовления.

Известны безглинистые буровые растворы, приготовленные путем обработки водной торфяной суспензии щелочными агентами, в качестве которых используются гидроксиды, карбонаты, силикаты щелочных металлов [Буровые растворы для осложненных условий / O.K. Ангелопуло, В.М. Подгорнов, В.Э. Аваков - М.: Недра, 1988].

Недостатком трехкомпонентных растворов (торф-вода-щелочной реагент) является высокая фильтрация и низкая технологичность получаемой системы. Применение таких растворов ограничено интервалами, сложенными рыхлыми поглощающими породами.

Известен буровой раствор, в котором торфощелочная суспензия, с целью снижения вязкости, статического напряжения сдвига в условиях полиминеральной агрессии, содержит следующие ингредиенты (% мас.): гуматосодержащее вещество - 4-8; щелочной электролит - 0,2-1,5; гелеобразователь - 1-3; органический стабилизатор - 0,1-1; ингибитор - 1-4 и воду - остальное [А.С. СССР N 945163, кл. C09K 7/02, опубл. 23.07.82 г.].

Недостатком такого раствора является низкая флоккулирующая способность и, несмотря на наличие в составе ингибитора, неудовлетворительные ингибирующие свойства при применении для разбуривания интервалов, сложенных глинистыми породами. Следствием указанных недостатков является нарушение устойчивости ствола скважины, обогащение бурового раствора частицами шлама, в том числе мелкодисперсными, что в конечном итоге приводит к изменению структурно-механических параметров.

Известен буровой раствор, содержащий торфощелочной реагент, полиакриламид (ПАА), водорастворимый метасиликат, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду, в котором с целью уменьшения структурной вязкости в качестве ПАВ используется сульфанол или ОП-10 [Патент РФ №2041907, кл. C09K 7/02, Андресон Б.А., Абдрахманов Р.Г, Бочкарев Г.П., Шарипов А.У., Рекин А.С., Лабазов А.В., 1995 г.].

Недостатком раствора является высокое пенообразование при приготовлении, что снижает удельный вес раствора.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является безглинистый буровой раствор, содержащий торф, щелочной модификатор, ингибитор, флокулянт и воду. В качестве щелочного модификатора применяется калийносодержащий щелочной реагент, в качестве ингибитора - хлористый калий, в качестве флоккулянта - полиакриламид (ПАА) при следующем соотношении компонентов, % мас.: торф - 5-7; калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5; хлористый калий 1-3; ПАА - 0,002-0,004; вода - остальное [Патент РФ №2102429, кл. C09K 7/02, Анисимов А.А.; Воробьева Н.М.; Авдеева Н.Д.; Демидова О.В.; Захаров Б.И. Научно-исследовательский и проектный институт «СеверНИПИгаз», 1998 г.].

Недостатком прототипа является высокое пенообразование. Несмотря на наличие в составе ингибитора и ПАА отмечаются неудовлетворительные ингибирующие свойства при применении данного раствора для разбуривания интервалов, сложенных глинистыми породами, особенно в зонах ММП при АНПД.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности бурения скважин в горных породах, сложенных глинистыми породами, особенно в зонах ММП при АНПД.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в разработке торфощелочного бурового раствора, обладающего высокими ингибирующими свойствами по отношению к глинистым породам и невысоким пенообразованием.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном торфощелочном буровом растворе для бурения скважин в многолетнемерзлых породах, включающем торф, щелочной модификатор, ингибитор, флокулянт и воду, в отличие от прототипа он дополнительно содержит понизитель водоотдачи и пеногаситель, причем в качестве понизителя водоотдачи применяется полимер Polydia, а в качестве пеногасителя МАС-200М, при следующем соотношении компонентов, % мас.: торф - 5-7; калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5; ингибитор - хлористый калий 1-3; полимерный флокулянт и понизитель водоотдачи Polydia - 0,1-0,5; пеногаситель МАС-200М - 1-3; вода - остальное.

Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый торфощелочной буровой раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах отличается от известного тем, что он дополнительно содержит пеногаситель, причем в качестве флоккулянта и понизителя водоотдачи применяется полимер Polydia, а в качестве пеногасителя - МАС-200М.

Полимер Polydia, используемый в качестве понизителя водоотдачи, представляет собой прошок модифицированного полиакриламида низкой молекулярной массы с низкой плотностью анионного заряда от белого до кремового цвета. Предназначен для использования в технологических операциях по повышению нефтеотдачи пласта, выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин, для модификации проницаемости порового коллектора. Изготавливается по ТУ.

Показатели качества полимера Polydia

Флокулянт - реагент, необходимый для стабилизации набухающих в воде и диспергирующихся глин.

Флокулянт воздействует на частицы твердой фазы без изменения электрических свойств, образуя мостики из макромолекул полимера между частицами твердой фазы за счет адсорбционных сил.

Флокулянт - это в большинстве случаев водорастворимые полимеры с большой молекулярной массой, имеющие анионный, катионный или нейтральный заряд как природного, так и искусственного происхождения. Не все полимеры могут быть эффективными флокулянтами. Это зависит от химического состава макромолекул, наличия и числа ионогенных групп в нем, активность которых зависит даже от структуры и электрического заряда поверхности частиц флокулируемой твердой фазы. При определенном сочетании этих и других факторов могут возникать достаточно прочные мостиковые связи полимера и частиц твердой фазы, образуя совместные агломераты. Непременным условием флокуляции является возможность адсорбции уже закрепленных макромолекул на свободной поверхности других частиц.

Продукт МАС-200М используется для обработки буровых растворов. Физико-химические свойства разрешают использовать его в качестве пеногасителя водных растворов и стабилизатора растворов на углеводной основе. Пеногаситель не растворяется в водных и углеводных средах, сохраняет технологические свойства в диапазоне температур от 40 до 250°C.

Механизм пеногашения в глиняных суспензиях базируется на эффекте присоединения гидрофобной частью реагента воздушных глобул, содействия их каолесценции, укрупнению и флотации на поверхность. После разрушения пузырьков воздуха на поверхности частичка пеногасителя, не теряя активности, снова включается в работу. Многократное использование каждой частицы обуславливает незначительные потери реагента.

Непосредственно в полевых условиях при исполнении буровых работ на базе порошкового реагента МАС-200М можно приготовить пеногаситель буровых растворов, водостойкие смазки, моющие средства для обезжиривания деталей машин и механизмов, очистить воду от нефтепродуктов. Этот реагент целесообразно использовать также для пеногашения в процессах производства целлюлозно-бумажной промышленности и в технологии очистки промышленных сточных вод в нефтеперерабатывающей промышленности.

Изобретение соответствует критерию «изобретательский уровень», так как приведенное сочетание и соотношение компонентов в заявляемом безглинистом буровом растворе является неочевидным для специалиста в данной области знаний.

Для оценки эффективности разрабатываемых составов торфощелочного бурового раствора проведена серия экспериментов по определению показателя набухаемости глинистых брикетов в средах исследуемых растворов. Экспериментальные работы проводились на установке продольного набухания глинистых брикетов компании OFITE.

Прибор компании «OFITE» предназначен для исследований взаимодействия между буровыми промывочными жидкостями, находящимися в движении, и пробами неорганических пород, содержащих химически активные глины, при заданных пластовых условиях. Измеренные характеристики набухаемости используются для оценки и устранения часто возникающи проблем при бурении скважин, сложенных из глинистых пород.

При приготовлении растворов использовались следующие химические реагенты:

- Торф - органическая дисперсная фаза.

- КОН - калийносодержащий щелочной модификатор.

- КСl - ингибитор набухания глин - хлористый калий.

- Polydia (аналог КМЦ) - Полимер Polydia - флоккудянт и понизитель водоотдачи раствора.

- Пеногаситель МАС-200М.

Составы исследуемых растворов представлены в таблице 1.

Калийносодержащий реагент служит для модификации торфяного структурообразователя. При таком условии одновременно происходит омыление частиц торфа и обогащение водной фазы безглинистого раствора ионами калия.

Дополнительное обогащение торфогуматного раствора калий-ионами происходит при введении хлористого калия.

Сочетание калийсодержащего щелочного модификатора с хлористым калием приводит к обогащению фильтрата торфогуматного бурового раствора ионами калия, активно способствующими подавлению процесса набухания и гидратации глинистых пород.

Для изготовления брикетов был использован бентонитовый глинопорошок Зыряновского месторождения Курганской области. Навески массой 15 г были помещены в компактор высокого давления, где под давлением 6000 psi (~ 41,3 МПа) и в течение 30 мин были приготовлены образцы для исследований.

После приготовления образцы помещались специальные цилиндры, в которые вводились исследуемые составы, и выдерживали в течение 4-х часов.

Результаты испытаний растворов по прототипу и по предлагаемым составам представлены на фиг.

Анализируя полученные результаты, можно констатировать, что разрабатываемые растворы 2, 3 и 4 показали высокие ингибирующие свойства по сравнению с раствором 1, взятым за прототип.

Однако недостатком раствора 2 является его повышенная условная вязкость, равная 2100 с. На наш взгляд, состав такого раствора в дальнейшем можно рекомендовать в качестве вязкоупругого состава (ВУС) при глушении нефтяных скважин.

Условная вязкость растворов 3 и 4 равна 114 с и 30 с, соответственно. Таким образом, анализируя полученные результаты и выводы исследований, при бурении нефтяных и газовых скважин в интервалах, сложенных глинистыми породами, можно рекомендовать безглинистый буровой раствор, содержащий торф, щелочной модификатор, ингибитор, пеногаситель, полимер Polydia и воду.

Заявляемый раствор обеспечивает повышение ингибирующих свойств и обладает невысокими пенообразующими свойствами, что позволяет использовать его при бурении скважин в горных породах, сложенных глинистыми породами, особенно в зонах ММП при АНПД.

Торфощелочной безглинистый буровой раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах, включающий торф, калийносодержащий щелочной модификатор, ингибитор - хлористый калий, понизитель водоотдачи - полимерный флокулянт и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит пеногастель МАС-200М, а в качестве понизителя водоотдачи - полимер Polydia, при следующем соотношении компонентов, % мас.:

торф 5-7
калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5
хлористый калий 1-3
полимер Polydia 0,1-0,5
пеногаситель МАС-200М 1-3
вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к семействам ингибиторов солевых отложений и их применению в интенсификации притока из нефтяного месторождения. Способ обеспечения ингибирования образования солевых отложений в нефтяном месторождении, включающий стадии: a) введения по меньшей мере двух входящих потоков жидкости по меньшей мере в две продуктивные зоны нефтедобывающей скважины, соединенной с нефтяным месторождением, или по меньшей мере в две различные нефтедобывающие скважины, из которых по меньшей мере два выходящих потока из двух зон или скважин объединяют перед извлечением с ингибитором солевых отложений, содержащим детектируемые группировки, вводимым в нефтяное месторождение(я) и/или в жидкость, причем применяют два различных ингибитора солевых отложений, каждый из которых предназначен для каждой из двух зон или скважин, указанные е ингибиторы содержат различные детектируемые группировки по их максимумам поглощения, которые различают аналитическим способом на поглощение; b) вытеснения нефти, c) извлечения выходящего потока жидкости, содержащей нефть, d) измерения количеств различных ингибиторов в извлеченном потоке жидкости аналитическим способом на поглощение или жидкости, полученной из него, и e) необязательно решения проблемы образования солевых отложений, которая возникает в зоне или скважине, для которой предназначен ингибитор солевых отложений, если количество ингибитора солевых отложений меньше указанной величины, где один из двух ингибиторов представляет собой указанный полимер и другой ингибитор представляет собой другой указанный полимер.

Изобретение относится к вариантам способа исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта, чтобы задержать прорыв рабочей жидкости из нагнетательной скважины, имеющей первое значение давления забоя, через зону, которая простирается к эксплуатационной скважине, имеющей второе значение давления забоя, при этом разница между первым значением давления забоя и вторым значением давления забоя определяется как ΔPbh, причем зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола, образованные за счет добычи углеводородов из эксплуатационной скважины, и позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной посредством указанной зоны, такую что ΔPbh уменьшается по меньшей мере на 50 фунт/кв.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах, а также тампонирования промытых зон в нагнетательных скважинах.

Настоящее изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин. В способе устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающем приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900÷1000°C с удельной поверхностью 300÷400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс.%: бездобавочный портландцемент 85-75, каолиновая глина 10-18, сульфат алюминия 4,7-6,1, борная кислота 0,2-0,5, воздухововлекающая добавка Аэропласт 0,1-0,4, жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63÷0,65 м3/т и 0,40÷0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не более 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не более 1950 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения, интенсивностью и продолжительностью перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°C в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.

Группа изобретений относится к нефтепромысловым применениям, в частности к способам для устранения поглощения бурового раствора в забое скважины, в подземном резервуаре.

Изобретение относится к извлечению тяжелой нефти из подземного месторождения. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения включает: закачивание наноэмульсии типа масло-в-воде в одну или более нагнетательных скважин, извлечение указанной тяжелой нефти из одной или более эксплуатационных скважин, где указанную наноэмульсию получают способом, включающим: получение однородной смеси (1) вода/нефтепродукт, отличающейся поверхностным натяжением не выше 1 мН/м, содержащей воду в количестве от 65% масс.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пластов. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий загуститель и моющий агент, содержит в качестве загустителя смесь рапсового и пальмового масел, в качестве моющего агента - ксилол при следующем соотношении компонентов, мас.%: рапсовое масло 90,0 - 95,0, пальмовое масло 3,0 - 8,0, ксилол 2,0 - 5,0.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изменении фильтрационных характеристик пластов, при проведении гидроразрыва, разделении потоков жидкостей в скважине, очистке ствола скважин и других ремонтных работах.

Изобретение относится к композициям и способам для обработки подземного пласта. Способ включает вытеснение первого флюида на углеводородной основе, присутствующего в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом, контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом с образованием третьего флюида, где второй флюид содержит водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество ПАВ на основе амина, выбранное так, что указанное контактирование протонирует, по меньшей мере, часть ПАВ с образованием третьего флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 об.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, присутствующих во флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5, а ПАВ имеет указанную структуру.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов. Технический результат изобретения заключается в снижении разрушаемости гранул проппанта при сохранении низкой плотности материала.
Изобретение относится к области сельского и городского хозяйств. Способ включает обработку верхнего слоя субстрата открытых спортивных площадок водным раствором реагента. В качестве реагента используют 1%-ный водный раствор перекиси водорода. Обработку верхнего слоя субстрата спортивных площадок с травяным покрытием осуществляют путем полива дождеванием циклом по 5 поливов в сутки в течение 5 дней в количестве 20 т на один полив. После обработки реагентом удаляют вспученную на поверхность открытых спортивных площадок органическую массу, выдерживают перерыв в обработке в течение двух дней. Затем повторяют цикл обработки травяного покрытия также путем проведения полива дождеванием 1%-ным водным раствором перекиси водорода и в случае необходимости проводят подсев семян дернообразующих злаков для восстановления травяного покрытия открытых спортивных площадок. Способ позволяет повысить интенсивность и снизить сроки формирования травяного покрытия и упростить уход за травяным покрытием. 1 пр.
Изобретение относится к области сельского и городского хозяйств. В способе осуществляют механическое удаление верхнего травянистого слоя газона с органическим материалом до песка, вносят в оставшийся субстрат с корневой системой и органическим материалом 10% раствор перекиси водорода путем 4-этапного полива дождеванием. Причем первый полив осуществляют из расчета 20 т раствора перекиси водорода на 0,8 га. Удаляют вспученную на поверхность массу органического материала, затем осуществляют последующие три полива в течение двух суток по мере появления темных пятен органического материала на песке до получения на поверхности субстрата чистого песка без органического материала. Осуществляют два промывочных полива и подсыпают песок для последующего высевания в него семян дернообразующих злаков. Способ позволяет повысить интенсивность и снизить сроки формирования сильной корневой системы травяного газонного покрытия, сократить сроки восстановления газонов. 1 пр.

Изобретение относится к способам текущего ремонта подземных скважин. Способ включает нагнетание суспензии частиц кремнезема, которая сама по себе не имеет цементирующих свойств, в полости в поврежденной цементной оболочке или рядом с нею. При этом частицы кремнезема реагируют с затвердевшим цементом с образованием уплотнения. 7 з.п. ф-лы, 12 ил., 4 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, в частности к тампонажным растворам, используемым для крепления слабосцементированных рыхлых пород и цементирования обсадных колонн нефтегазовых, геотермальных и специальных скважин, а также для восстановления призабойной зоны пласта при капитальном ремонте скважин. Технический результат - повышение качества цементирования скважин и эффективности работ по креплению рыхлых слабосцементированных пород призабойной зоны пласта при ремонте скважин за счет использования газоцементного тампонажного раствора с улучшенными технологическими свойствами, обусловленными пониженным динамическим напряжением сдвига, увеличением времени начала газовыделения и повышенной прочностью образующегося при твердении цементного камня. Газоцементный тампонажный раствор содержит, мас.ч.: тампонажный цемент 100, алюминиевый порошок 0,1-0,6, смесь фосфанола и нитрилотриметилфосфоновой кислоты 0,02-0,05 при соотношении их мас.ч. 1:1,5, вода 50-53. 1 табл., 4 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления отложений солей и асфальтосмолопарафиновых веществ (АСП) из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта в условиях пониженных температур (до минус 2°C). Состав для удаления отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта, включающий водный раствор А, содержащий соль аммония, поверхностно-активное вещество - ПАВ и инициатор реакции, и водный раствор Б - раствор нитрита натрия при соотношении указанных растворов 1:1 по объему, отличается тем, что раствор А содержит в качестве соли аммония нитрат аммония, в качестве инициатора реакции - нетрол, в качестве ПАВ - неонол при следующем соотношении компонентов, мас. %: нитрат аммония 10-40, нетрол 1-5, неонол 0,01-0,5, вода остальное, раствор Б дополнительно содержит трилон Б при следующем соотношении компонентов, мас. %: нитрит натрия 15-30, трилон Б 3-5, вода остальное. Технический результат - повышение эффективности удаления и разрушения как неорганических, так и органических отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта, в том числе при низких температурах (до минус 2°C. 2 табл., 9 пр.

Изобретение относится к технологии нефте-, газодобычи, в частности к получению полимерного проппанта в виде расклинивающих микросфер, применяемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. В способе используют полимерную матрицу на основе метатезис-радикально сшитой смеси олигоциклопентадиенов. Полимерная матрица содержит компоненты, масс. %: полимерный стабилизатор - 0,1-3,0, радикальный инициатор- 0,1-4,0, рутениевый катализатор метатезисной полимеризации дициклопентадиена - 0,001-0,02, смесь олигоциклопентадиенов - остальное. После перемешивания при 0-35°C в течение 1-40 мин смесь вводят в виде ламинарного потока в водный раствор загустителя. Загуститель содержит поверхностно-активные вещества, имеет вязкость 5-500 сП и температуру 5-50°C. Образовавшиеся микросферы отделяют, нагревают в среде инертной жидкости до 150-340°C и выдерживают в течение 1-360 мин. В качестве инертной жидкости используют термостойкое силиконовое масло или синтетическое минеральное масло. Изобретение обеспечивает высокий выход микросфер с размером целевой фракции 0,3-1,5 масс % и снижение набухания в нефти. 4 з.п. ф-лы, 32 пр.

Изобретение относится к составу изоляционного материала. Изоляционный состав для борьбы с интенсивными поглощениями в интервалах трещиноватых горных пород, включающий цементный пеноматериал ЦПМ марок А, Б, В и Г, воду и ускоритель схватывания, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит пластификатор и стабилизатор пены, при этом в качестве ускорителя схватывания он содержит смесь хлорида калия и карбоната натрия в массовом соотношении 1:1 соответственно, в качестве стабилизатора пены - смесь низкомолекулярной гидроксиэтилцеллюлозы и оксиэтилированного нонилфенола с 9 атомами углерода в алкильном радикале и 12 молями окиси этилена, присоединенной к молю алкилфенола, в массовом соотношении 0,4:1 соответственно, а в качестве пластификатора - высокомолекулярное анионное поверхностно-активное вещество поликарбоксилат натриевый при следующем соотношении компонентов, мас.ч: ЦПМ - 100,0; указанный ускоритель схватывания - 8,0-12,0; указанный стабилизатор пены - 0,5-0,7; указанный пластификатор - 0,5-0,9; вода - 50,0-60,0. Технический результат - повышение изолирующих свойств при ликвидации поглощений за счет сокращения сроков схватывания, увеличения прочности и адгезионных свойств, увеличения устойчивости к размыву. 2 табл.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным материалам для цементирования хвостовиков в горизонтальных нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, а также скважинах с малыми кольцевыми зазорами, осложненных большим газовым фактором или аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) при забойных температурах от 20 до 100°C. Технический результат заключается в повышении адгезионных, прочностных показателей, снижении фильтратоотдачи и динамического напряжения сдвига, а также улучшении показателей водо- и газоблокирующих свойств тампонажного материала и сформированного цементного камня при забойных температурах от 20 до 100°C. Сущность: тампонажный материал содержит портландцемент, микродисперсную и расширяющую добавки, понизитель фильтрации, ускоритель сроков схватывания и воду, при этом в качестве микродисперсных и расширяющих добавок состав содержит микродисперсный цементный комплекс МДЦК, состоящий из: микроцемента, или микрокремнезема, или метакаолина и гидросульфоалюмината кальция в массовом соотношении 2:1 соответственно; в качестве понизителя фильтрации - водосвязывающий комплекс ВКЦ, состоящий из сополимера винилацетата и этилена с содержанием винилацетатных групп 18-20%, оксиэтилцеллюлозы и модифицированного кремнеорганического реагента, взятых в массовом соотношении 10:1:0,5 соответственно; а в качестве ускорителя сроков схватывания состав содержит хлорид кальция или хлорид натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: портландцемент 75-95; МДЦК 5-25; ВКЦ 2,0-3,5; указанный ускоритель схватывания 0,1-3,0; вода 47-60. 2 табл.

Изобретение относится к жидкостям для гидроразрыва подземных пластов при добыче нефти и газа. Способ применения жидкости для гидроразрыва при формировании разрывов подземных пластов, включающий замедление расщепления полимера в жидкости для гидроразрыва при температуре от 125 до 400°F, когда жидкость для гидроразрыва содержит разжижитель, путем комбинирования по меньшей мере одного акцептора радикалов с жидкостью для гидроразрыва. Смесь для применения в жидкости для гидроразрыва содержит акцептор радикалов и разжижитель. Способ гидроразрыва подземного пласта включает обеспечение жидкости для гидроразрыва, содержащей расклинивающее средство, полимер и разжижитель, добавление акцептора радикалов, поставку жидкости к необходимому месторасположению в подземном пласте для формирования по меньшей мере одного гидроразрыва, позволение разжижителю расщепить полимер и снизить вязкость жидкости для гидроразрыва в определенное время или при определенной температуре. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности контроля вязкости. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 1 ил. 1 пр.

Группа изобретений относится к ингибированию гидратации глин при операциях бурения и строительстве скважин. Технический результат - эффективное ингибирование гидратации глин, стабильность ингибитора при температуре окружающей среды, расширение сырьевой базы за счет отходов. Способ ингибирования гидратации глин при операциях бурения, включающий в себя применение бурового раствора на водной основе, содержащего от приблизительно 0,02 до приблизительно 5% по массе бис-гексаметилентриамина, солей бис-гексаметилентриамина или их смесей в качестве ингибитора гидратации. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.
Наверх