Изоляционный состав для борьбы с интенсивными поглощениями в интервалах трещиноватых горных пород



Изоляционный состав для борьбы с интенсивными поглощениями в интервалах трещиноватых горных пород
Изоляционный состав для борьбы с интенсивными поглощениями в интервалах трещиноватых горных пород

Владельцы патента RU 2553753:

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" (ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ") (RU)

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 и ремонта нефтегазовых скважин, а именно к изоляционным аэрированным составам, используемым, преимущественно, при ликвидации интенсивных поглощений промывочных жидкостей в трещиноватых горных породах при бурении и ремонте нефтегазовых скважин.

Известен расширяющийся тампонажный материал с регулируемой плотностью раствора, включающий, мас.%: бездобавочный тампонажный портландцемент 37-57; молотую глину, термообработанную при температуре t 950-1000°C - 39-58; полуводный гипс 3-4; силипон (воздухововлекающая добавка) - 0,01-0,05; винную кислоту 0,01-0,05 и пластификатор 0,01-0,45 (Патент РФ №2401292).

Недостатками указанного известного материала являются:

- низкая аэрационная способность (ρмин=1270 кг/м3);

- высокие значения времени схватывания (начало - 8 ч, конец - более 12 ч);

- низкая прочность цементного камня;

- низкая адгезия цементного камня с породой;

- низкая устойчивость к размыву.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по технической сущности является цементный пеноматериал с регулируемой плотностью раствора (далее ЦПМ), представляющий собой смесь портландцемента с активной алюмосиликатной добавкой, как правило метакаолин, и анионактивным поверхностно-активным веществом (ПАВ) (ТУ 5734-001-38892610-2012). Материал ЦПМ применяется для ликвидации поглощений в процессе бурения скважин в качестве изоляционного материала и при подготовке ствола скважины к цементированию. Указанный ЦПМ выпускается четырех марок:

- ЦПМ марки А предназначен для ликвидации интенсивных поглощений, в том числе катастрофических, в зонах осложненных аномально низким пластовым давлением (АНПД), при низких и нормальных температурах и содержит в качестве анионактивного ПАВ додецилбензосульфонат натрия;

- ЦПМ марки Б предназначен для изоляции зон поглощений в кавернозных и трещиноватых колекторах и содержит в качестве анионактивного ПАВ додецилсульфат натрия;

- ЦПМ марки В предназначен для изоляции зон поглощений и цементирования скважин, при низких, нормальных и умеренных температурах и содержит в качестве анионактивного ПАВ додецилсульфоацетат натрия;

- ЦПМ марки Г предназначен для ликвидации поглощений в интервалах, осложненных аномально высоким пластовым давлением (АВПД), и для цементирования скважин и содержит в качестве анионактивного ПАВ альфа-олефинсульфонат натрия.

- ЦПМ характеризуется широким диапазоном регулирования плотности, высокой растекаемостью и низким значением времени потери текучести в статике, что является его преимуществами перед аналогами. Тем не менее, рассматриваемый материал имеет ряд существенных недостатков, а именно:

- растянутые сроки схватывания;

- низкая прочность;

- низкая адгезия с породой.

Указанные недостатки в случае высокого раскрытия трещин от 1 мм до 20 мм могут привести к прорыву скважинной жидкости по телу цементного пеноматериала, либо по контакту последнего с породой. А движение жидкости по образованным каналам - к их раскрытию за счет размыва.

Устранение указанных недостатков за счет снижения водосмесевого отношения не может быть решением, так как затворенный при указанных условиях цементный пеноматериал характеризуется высокой плотностью и низкими показателями растекаемости и вспенивания.

Кроме того, известно, что повышение плотности относительно оптимального значения приводит к проседанию изоляционного моста. В подобных условиях изоляционные работы редко бывают эффективными.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении степени изолирующих свойств при ликвидации поглощений за счет сокращения сроков схватывания, увеличения адгезии с породой, увеличения прочности, увеличения устойчивости к размыву.

Указанный технический результат достигается предлагаемым изоляционным составом для борьбы с интенсивными поглощениями в интервалах трещиноватых горных пород, включающим цементный пеноматериал ЦПМ марок А, Б, В и Г, воду и ускоритель схватывания, при этом новым является то, 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 марок А, Б, В и Г 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

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет определенного подбора компонентов (качественного и количественного) в заявляемом изоляционном составе, т.е. этот результат носит синергетический характер.

Карбонат натрия и хлорид калия в указанных пропорциях являются высокоэффективными ускорителями схватывания и твердения. Кроме этого, указанный комплекс хлористых солей повышает стабильность изоляционного состава, увеличивает прочность цементного камня и его сцепление с породой.

Хлористый калий и указанный пластификатор являются высокоэффективными разжижителями. При этом высокая растекаемость тампонажного изоляционного состава сохраняется в течение длительного времени (более 2 часов), чего не наблюдается при раздельном использовании рассматриваемых реагентов. Высокая растекаемость изоляционного состава позволяет снизить водотвердое отношение до оптимального значения, тем самым повысить прочность, сократить сроки схватывания, увеличить устойчивость к размыву, а также увеличить его пенообразующую способность.

Указанный комплекс стабилизаторов пены представляет собой смесь водорастворимых соединений: неионогенного полимера низкомолекулярной - гидроксиэтилцеллюлозы и неионогенного поверхностно-активного вещества - оксиэтилированного нонилфенола с 9 атомами углерода в алкильном радикале и 12 молями окиси этилена, присоединенной к молю алкилфенола (далее - оксиэтилированный нонилфенол), которые в сочетании с пенообразователем, входящим в состав цементного пеноматериала, способствуют формированию высокостабильной пенной системы. Поверхностно-активные вещества предлагаемого состава по отдельности или только с полимером не обеспечивают получение изоляционного состава с указанной плотностью.

Благодаря совокупности компонентов, входящих в предлагаемый материал, а также благодаря их количественному соотношению, заявляемый тампонажный состав характеризуется (таблица 2):

- высокой прочностью;

- высокой адгезией с породой;

- сжатыми сроками схватывания;

- низкой размываемостью;

- низким значением времени потери текучести;

- широким диапазоном регулирования плотности.

Благодаря указанным свойствам, предлагаемый изоляционный состав будет обеспечивать высокую эффективность работ при изоляции интервалов интенсивного поглощения скважинных жидкостей в породах с сильно раскрытыми трещинами (до 20 мм).

Для получения заявляемого изоляционного состава использовали следующие материалы:

- ЦПМ - портландцемент с активной алюмосиликатной добавкой, как правило, метакаолин, и анионактивным ПАВ (ТУ 5734-001-38892610-2012). Указанный ЦПМ выпускается четырех марок:

- ЦПМ марки А предназначен для ликвидации интенсивных поглощений, в том числе катастрофических, в зонах осложненных аномально низким пластовым давлением, при низких и нормальных температурах и содержит в качестве анионактивного ПАВ додецилбензосульфонат натрия.

- ЦПМ марки Б предназначен для изоляции зон поглощений в кавернозных и трещиноватых колекторах и содержит в качестве анионактивного ПАВ додецилсульфат натрия.

- ЦПМ марки В предназначен для изоляции зон поглощений и цементирования скважин, при низких, нормальных и умеренных температурах и содержит в качестве анионактивного ПАВ додецилсульфоацетат натрия.

- ЦПМ марки Г предназначен для ликвидации поглощений в интервалах, осложненных аномально высоким пластовым давлением, и для цементирования скважин и содержит в качестве анионактивного ПАВ альфа-олефинсульфонат натрия.

- Низкомолекулярная гидроксиэтилцеллюлоза марки Гидроцем Н, ТУ 2231-009-40912231-2003.

- Оксиэтилированный нонилфенол с 9 атомами углерода в алкильном радикале и 12 молями окиси этилена, присоединенной к молю алкилфенола, Синоксол В, ТУ 2458-082-40912231-2013.

- Поликарбоксилат натрия Цемпласт Б, ТУ 2223-011-40912231-2003.

- Хлорид калия, ГОСТ 4568-95.

- Карбонат натрия, ГОСТ 51100-85.

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером.

Пример. Для приготовления 1 л состава (без учета объема свободной газовой фазы) сначала готовили жидкость затворения: брали 550,0 г воды и при постоянном перемешивании в смесительной установке добавляли 50,0 г карбоната натрия и 50,0 г хлорида калия. Перемешивали в течение 30 минут. Далее, при постоянном перемешивании, поочередно вводили Гидроцем марки Н - 1,7 г, Синоксол марки В - 4,3 г, Цемпласт марки Б - 7,0 г, ЦПМ марки Г - 1000,0 г.

В результате получили изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.ч: ЦПМ марки Г - 100,0, вода - 55,0, ускоритель схватывания - 10,0, стабилизатор пены - 0,6, пластификатор - 0,7.

Изоляционные составы с другим количественным соотношением компонентов готовили аналогичным образом.

В таблице 1 приведены данные о содержании компонентов в исследованных составах.

По общеизвестным методикам определяли технологические свойства предлагаемого и известного изоляционных составов, а также физико-механические свойства образующегося из него тампонажного камня. Данные приведены в таблице 2.

Из данных, приведенных в таблице 2, следует, что вводом дополнительных реагентов, а также заменой ускорителя твердения удалось добиться следующих существенных изменений:

- увеличение диапазона регулирования плотности, а также снижение значения минимальной плотности (предлагаемый состав 900-1830 кг/м3, прототип 1100-1750 кг/м3);

- сокращение времени начала схватывания (предлагаемый состав 3,10-5,15 ч, мин; прототип 5,30-7,30 ч, мин);

- сокращение времени конца схватывания (предлагаемый состав 7,10-9,05 ч, мин, прототип 9,30-11,20 ч, мин);

- увеличение адгезии с породой (предлагаемый состав 0,4-0,65 МПа, прототип 0,14-0,32 МПа);

- увеличение прочности на сжатие (предлагаемый состав 3,2-6,0 МПа, прототип 1,0-2,1 МПа);

- увеличение устойчивости к размыву (предлагаемый состав - 0%, прототип 1-5%);

Указанные отличия делают заявляемый изоляционный состав существенно улучшенным по сравнению с прототипом и позволят в промысловых условиях обеспечить изоляцию интенсивно поглощающих пород с высокой раскрытостью трещин.

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 марок А, Б, В и Г 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



 

Похожие патенты:

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.

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).

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.

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.
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.
Изобретение относится к области сельского и городского хозяйств. Способ включает обработку верхнего слоя субстрата открытых спортивных площадок водным раствором реагента.

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.

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.

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.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, а также может быть использована для ликвидации зон поглощений при ремонте добывающих и нагнетательных скважин. Сухая смесь содержит сополимер акриламида и акриловой кислоты - 71,4-83,3 мас.%, параформ - 10,0-17,8 мас.% и резорцин - 6,3-11,4 мас.% или сополимер акриламида и акриловой кислоты - 69,5-82,5 мас.%, параформ - 9,5-17,7 мас.%, резорцин - 6,1-10,6 мас.% и аэросил - 0,9-3,0 мас.%. Гелеобразующий состав готовят при помощи растворения любой из указанных смесей в воде. Причем гелеобразующий состав без аэросила может быть получен также внесением параформа в воду сразу после сополимера акриламида и акриловой кислоты, а резорцина - после полного растворения сополимера акриламида и акриловой кислоты. Получаемый гелеобразующий состав содержит сополимер акриламида и акриловой кислоты - 0,17-0,80 мас.%, параформ - 0,03-0,20 мас.%, резорцин - 0,02-0,12 мас.%, вода - остальное или сополимер акриламида и акриловой кислоты - 0,17-0,80 мас.%, параформ - 0,03-0,20 мас.%, резорцин - 0,02-0,12 мас.%, аэросил - 0,01-0,03 мас.%, вода - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности и технологичности гелеобразующего состава за счет обеспечения растворимости в воде используемой для его приготовлении сухой смеси, упрощения приготовления состава, при высокой механической и термической стойкости. 3 н.п. ф-лы, 3 табл., 5 ил., 8 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности для обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов, а также может быть применимо в буровых растворах, в растворах для заканчивания скважин, в жидкостях для ремонта скважин. Технический результат - выравнивание профиля приемистости нагнетательных или притока добывающих скважин в неоднородных по проницаемости карбонатных пластах, создание новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта, восстановление коллекторских свойств призабойной зоны за счет ее очистки от кольматирующих твердых частиц, повышение термостабильности закачиваемой кислотной композиции. Кислотная композиция для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора содержит, мас.%: неорганическую или органическую кислоту, или их смеси 9,0-24,0; цвиттерионное поверхностно-активное вещество - алкилбетаин 1,0-10,0; гидрофобно-модифицированный уретановый полимер 0,05-3,0, воду остальное. Кислотная композиция дополнительно может содержать анионное поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-3,0 мас.%. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 16 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта, а также к способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, к способам для обработки пласта, к способам для регулирования разработки нефтяных месторождений, и может использоваться для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и создания заколонного фильтра, для ликвидации заколонных газопроявлений, межколонных давлений и межпластовых перетоков в заколонном пространстве скважины. Способ изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта включает закачку смеси кремнийсодержащего вещества с высокодисперсным гидрофобным материалом. Дополнительно закачивают щелочной сток производства капролактама ЩСПК. При этом в качестве кремнийсодержащего вещества используют кремнийорганические маслорастворимые и водорастворимые вещества или кремнийнеорганические вещества при следующем соотношении компонентов, мас.%: кремнийорганические маслорастворимые и водорастворимые вещества или кремнийнеорганические вещества 44,9-77,0; высокодисперсные гидрофобные материалы 0,1-3,0; щелочной сток производства капролактама 20,0-55,0. Техническим результатом является увеличение изоляции притока вод и крепления призабойной зоны, увеличение нефтевытесняющей способности закачиваемых композиций, обладающих пластичными свойствами в отличие от прототипа, необходимыми для более эффективной ликвидации проблемы пескопроявления, ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и создания заколонного фильтра. 6 з.п. ф-лы, 4 табл., 5 пр.

Изобретение относится к смазочным добавкам к буровым промывочным жидкостям на водной основе. Технический результат снижение трения промывочной жидкости в парах «металл-металл», «металл-фильтрационная корка», снижение скорости изнашивания бурильных и обсадных труб при бурении скважин с дальними и сверхдальними отходами. Смазочная добавка к буровым промывочным жидкостям, характеризующаяся тем, что приготовлена путем перемешивания полигликоля, флотореагента-оксаля, изопропилового спирта и таллового масла при температуре 50-60°C в течение 2 часов, добавления смеси метилового эфира жирных кислот и диэтаноламида кокосового масла, затем триэтаноламина, подъема температуры до 75-80°C и перемешивания в течение 2 часов, введения медного или медно-кальциевого стеарата и оксиэтилированного нонилфенола, перемешивания в течение часа и добавления нейтрализующего агента до рН не ниже 6,5 при следующем соотношении компонентов, мас. %: полигликоль 27,3, изопропиловый спирт 9,1, флотореагент-оксаль 24,3, талловое масло 24,3, медный или медно-кальциевый стеарат 3, триэтаноламин 4,5-5, метиловый эфир жирных кислот 1-1,5, диэтаноламид кокосового масла 1, оксиэтилированный нонилфенол 3-4,5, нейтрализующий агент 0,5-2. 2 табл., 2 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину. Способ изоляции зон водопритока в скважину включает последовательную закачку коагулянта - 25% раствора хлористого кальция, буферного слоя пресной воды и гивпана. Дополнительно в качестве наполнителя в гивпан вводят отход производства полиэтилентерефталата - ПЭТФ с малой степенью полимеризации из расчета 18-24 мас.%. Техническим результатом является снижение проницаемости кернов. 1 ил., 7 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - выравнивание профиля притока добывающих скважин в неоднородных по проницаемости карбонатных пластах, создание новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта, восстановление коллекторских свойств призабойной зоны за счет ее очистки от кольматирующих твердых частиц. Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного коллектора включает закачку кислотной композиции, содержащей, мас. %: неорганическую или органическую кислоту, или их смеси 9,0-24,0; цвиттерионное поверхностно-активное вещество - олеинамидопропилбетаин 1,0-10,0; гидрофобно-модифицированный полиуретановый полимер 0,05-3,0; воду остальное, причем закачку кислотной композиции проводят в одну стадию либо порциями с проведением выдержки между закачками. Кислотная композиция дополнительно может содержать анионное поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-3,0 мас.%. Закачку указанной выше кислотной композиции могут чередовать с закачкой соляной кислоты 12-24%-ной концентрации. 2 з.п. ф-лы, 1 табл., 16 пр., 4 ил.

Изобретение в основном относится к способам добычи углеводородов из углеводородсодержащих пластов. Описан способ обработки пласта, содержащего сырую нефть, включающий стадии, в которых: (a) подают композицию для извлечения углеводородов по меньшей мере в часть пласта, причем композиция включает по меньшей мере два внутренних олефинсульфоната, выбранных из группы, состоящей из внутренних С15-18-олефинсульфонатов, внутренних С19-23-олефинсульфонатов, внутренних С20-24-олефинсульфонатов и внутренних С24-28-олефинсульфонатов, и по меньшей мере одно снижающее вязкость соединение, которое представляет собой изобутиловый спирт, этоксилированный С2-С12-спирт, 2-бутоксиэтанол, бутиловый простой эфир диэтиленгликоля или их смесь, и (b) обеспечивают композиции возможность взаимодействовать с углеводородами в пласте. Изобретение также относится к способу снижения вязкости композиции высокоактивного поверхностно-активного вещества и композиции для извлечения углеводородов. Результатом является создание более эффективного способа извлечения углеводородов из содержащего сырую нефть пласта. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 ил., 2 табл., 2 пр.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-06-20 2015-06-20T02:04:43
Наверх