Композиции и способы очистки ствола скважины перед цементированием



Композиции и способы очистки ствола скважины перед цементированием
Композиции и способы очистки ствола скважины перед цементированием
Композиции и способы очистки ствола скважины перед цементированием

 


Владельцы патента RU 2556557:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Изобретение относится к композициям и способам обработки буровой скважины. Технический результат изобретения заключается в улучшении связывания цемента в затрубном пространстве между обсадной трубой и поверхностью горной породы. Композиция для очистки ствола скважины содержит, мас.%: растворитель 10-45; сорастворитель 10-40; гидрофилизирующее поверхностно-активное вещество 5-10; очищающее поверхностно-активное вещество 5-20; неионогенное поверхностно-активное вещество 1-10; неионогенное вспомогательное поверхностно-активное вещество 1-5; эмульгирующее поверхностно-активное вещество 1-5; водная жидкость 1-5. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 4 пр., 4 табл.,2 ил.

 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Настоящее описание в целом относится к композициям и способам обработки буровой скважины перед операциями цементирования или во время них. Более конкретно, настоящее описание относится к композициям и способам очистки поверхностей обсадной трубы и ствола скважины при помощи жидкостей, включающих микроэмульсию.

Некоторые утверждения могут просто сообщать основную информацию, связанную с настоящим описанием, и могут не входить в существующий уровень техники.

Применение масляных или синтетических буровых растворов (SBM/OBM) широко распространено во многих областях по разным причинам, включая превосходное ингибирование глин, высокие скорости проникновения и высокие смазывающие свойства. Масляные или синтетические буровые растворы, как правило, включают инвертно-эмульсионные растворы, в которых непрерывная или внешняя фаза преимущественно является органической (например, минеральным маслом или синтетическим маслом), а обратная или внутренняя фаза обычно является водной (например, солевыми растворами). Устойчивость обратных эмульсий, как правило, поддерживают при помощи одной или нескольких добавок, присутствующих в растворе, таких как эмульгаторы, стабилизаторы эмульсии и гидрофобные агенты.

При бурении с буровыми растворами SBM/OBM ствол скважины становится гидрофобным. Перед цементированием, при спуске в скважину обсадная труба также становится гидрофобной. Это состояние обычно приводит к слабому связыванию между затвердевшим цементом и поверхностями обсадной трубы и ствола скважины. Плохое связывание с цементом может ухудшить гидравлический затвор в затрубном пространстве, потенциально приводя к сообщению жидкости между подземными зонами и потенциальному снижению целостности скважины. Следовательно, для обеспечения успешного цементирования необходимо два условия: (1) эффективное вытеснение и/или удаление SBM/OBM из буровой скважины; и (2) поверхности стен ствола скважины и обсадной трубы должны быть гидрофильными. Невыполнение Условия 1 может вызвать загрязнение цементного раствора, и может ухудшиться качество цемента. Невыполнение Условия 2 может привести к плохому связыванию между цементом и поверхностями стен буровой скважины и обсадной трубы.

Несмотря на попытки надлежащим образом подготовить буровую скважину перед цементированием, акустические цементограммы (АЦМ), как правило, выявляют слабое связывание или его отсутствие, или низкое качество цемента за обсадной трубой. Существующие решения для достижения удаления бурового раствора и гидрофилизации включают закачивание растворов, которые отделяют цементный раствор от бурового раствора. Такой раствор может быть одноступенчатым, вязкой буферной жидкостью на водной основе, которая содержит поверхностно-активные вещества, или невязкой (ньютоновской) буферной жидкостью, которая содержит поверхностно-активные вещества; оба варианта обладают сильной гидрофилизирующей способностью. Или может быть закачана двухступенчатая система буферных жидкостей, которая включает углеводородную основу, растворители или химические низковязкие промывочные жидкости на водной основе с поверхностно-активными веществами, в комбинации с вязкой буферной жидкостью на водной основе, которая содержит гидрофилизирующие поверхностно-активные вещества.

В данной области техники были сделаны предложения использовать микроэмульсии для подготовки буровой скважины перед цементированием. См., например, патенты или заявки США US 5 904 208; US 7 380 606; US 6 534 449; US 7 392 844; US 7 318 477; US 7 481 273; US 7 544 639; US 2009/0008091; US2009/0221456; US 2008/0274918; и US 2008/0287324. Имеющие отношение к микроэмульсиям литературные ссылки включают следующие публикации. Smith, G., Kumar, P. and Nguyen, D.: “Formulating Cleaning Products with Microemulsion”, paper number 164, Proceedings 6th World Congress CESIO, Berlin, Germany, June 21-23, 2004; и Van Zanten, R., Lawrence, B., and Henzler, S.: “Using Surfactant Nanotechnology to Engineer Displacement Packages for Cementing Operations”, paper IADC/SPE 127885, 2010.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В настоящем документе описаны улучшенные композиции для очистки ствола скважины, а также способы для оптимальной замены, или удаления, или замены и удаления SBM/OBM, что обеспечивает возможность превосходного связывания цемента в затрубном пространстве между обсадной трубой и поверхностью горной породы.

Композиции и способы включают использование композиции для очистки ствола скважины, включающей микроэмульсию, для очистки подземного ствола буровой скважины и обсадной трубы перед цементированием. Микроэмульсия образована смешиванием растворителя, сорастворителя, гидрофилизирующего поверхностно-активного вещества, очищающего поверхностно-активного вещества, неионогенного поверхностно-активного вещества, неионогенного вспомогательного поверхностно-активного вещества, эмульгирующего поверхностно-активного вещества и воды или солевого раствора. Эти добавки могут быть смешаны вместе с образованием однофазной, оптически прозрачной термодинамически устойчивой эмульсии.

Композиция для очистки ствола скважины может быть использована отдельно в качестве буферной жидкости и в качестве отдельной стадии, предшествующей или следующей после стандартной буферной жидкости или очищающей суспензии. Помимо этого, композиция может быть введена в жидкость-носитель, и полученная жидкая смесь может быть закачана в качестве буферной жидкости.

В одном аспекте, варианты реализации настоящего изобретения относятся к композициям для очистки ствола скважины, которые включают микроэмульсию.

В следующем аспекте, варианты реализации относятся к способам очистки участка ствола скважины перед операцией цементирования.

В следующем аспекте, варианты реализации относятся к способам цементирования подземной буровой скважины, имеющей ствол скважины.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На Фигуре 1 изображена эффективность удаления бурового раствора по результатам испытания определения адгезии методом решетчатого надреза.

На Фигуре 2 представлены результаты испытаний смачиваемости.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

Сначала следует отметить, что при разработке любого такого актуального варианта реализации, должны быть приняты многочисленные решения относительно конкретного внедрения для достижения определенных задач разработчика, таких как соответствие с ограничениями, связанными с системой и связанными с коммерческой деятельностью, которые варьируются от одного внедрения к другому. Более того, следует понимать, что попытка такой разработки может быть сложной и требующей больших затрат времени, но тем не менее является стандартной работой для специалиста в данной области, имеющего преимущество от настоящего описания. Настоящее описание и примеры представлены лишь с целью иллюстрации предпочтительных вариантов реализации, и их не следует толковать как ограничение рамок и применимости раскрытых вариантов реализации. Хотя композиции настоящего изобретения описаны в настоящем документе как включающие определенные материалы, следует понимать, что композиция может необязательно включать два или более химически различных материалов. Кроме того, композиция может также включать некоторые компоненты, отличные от тех, которые уже упомянуты.

В сущности и описании изобретения каждое цифровое значение следует читать как модифицированное термином «около» (если оно уже специально не модифицировано таким образом), а затем читать снова как не модифицированное таким образом, если в контексте не указано иное. Также, в сущности и подробном описании изобретения следует понимать, что диапазон концентраций, перечисленный или описанный как применимый, пригодный или тому подобное, подразумевает, что указанной считается любая и каждая концентрация в указанном диапазоне, включая конечные точки. Например, «диапазон от 1 до 10» следует читать как указание каждого и любого возможного значения в непрерывном ряду от около 1 до около 10. Так, даже если в указанном диапазоне указаны конкретные точки данных, или даже если в указанном диапазоне нет конкретных точек данных, прямо указаны или упомянуты лишь некоторые определенные точки данных, следует понимать, что авторы настоящей заявки подразумевают и понимают, что следует считать, что указаны любые и все точки данных в указанном диапазоне, и что авторы настоящей заявки раскрыли и допускают весь диапазон и все точки в указанном диапазоне.

Микроэмульсии представляют собой макроскопически гомогенные смеси масла, воды и поверхностно-активного вещества. Они могут быть образованы простым смешиванием компонентов и не требуют больших сдвиговых усилий, которые как правило, необходимы для создания обычных эмульсий. Микроэмульсии термодинамически, но не кинетически, стабилизированы, и могут состоять из одной, двух или трех фаз. Они могут состоять из эмульсий масла, диспергированного в воде (М/В), или эмульсий воды, диспергированной в масле (В/М). Микроэмульсии обычно описывают как эмульсии I, II, III или IV типа по Винзору. Систему или композицию определяют как: Винзор I, если она содержит микроэмульсию в равновесии с избытком масляной фазы; Винзор II, если она содержит микроэмульсию в равновесии с избытком воды; Винзор III, если она содержит микроэмульсию средней фазы в равновесии с избытком воды и избытком масла; и Винзор IV, если она содержит однофазную микроэмульсию без избытка масла или избытка воды. Более подробную информацию о микроэмульсиях и особенно о Винзор IV можно найти в публикации S. Ezrahi, A. Aserin and N. Garti, “Chapter 7: Aggregation Behavior in One-Phase (Winsor IV) Microemulsion Systems”, in P. Kumar and K. L. Mittal, ed., Handbook of Microemulsion Science and Technology, Marcel Dekker, Inc., New York, 1999, pp. 185-246.

В одном аспекте, варианты реализации относятся к композиции для очистки ствола скважины, включающей микроэмульсию. Композиция может быть введена в ствол скважины для вытеснения синтетического и/или масляного бурового раствора и обеспечения чистых и гидрофильных поверхностей обсадной трубы и буровой скважины перед цементированием. Микроэмульсию получают смешиванием растворителя, сорастворителя, гидрофилизирующего поверхностно-активного вещества, очищающего поверхностно-активного вещества, неионогенного поверхностно-активного вещества, неионогенного вспомогательного поверхностно-активного вещества, эмульгирующего поверхностно-активного вещества и воды или солевого раствора. Указанная комбинация предпочтительно образует термодинамически устойчивую, оптически прозрачную, однофазную микроэмульсию типа Винзор IV.

Растворитель предпочтительно выбирают из группы алкиловых сложных эфиров с длиной углеродной цепи от 6 до 18. Сюда входят, но не ограничиваясь этим, метилкаприлат/капрат, метиллаурат, метилмиристат, метилпальмитат, метилолеат, метиловый эфир канолового масла и метиловый эфир соевого масла. Среди них наиболее предпочтительным является метилкаприлат/капрат. Сорастворитель предпочтительно выбирают из группы полиалкиленгликолей, предпочтительно с изначальной биоразлагаемостью. Концентрация растворителя в микроэмульсии предпочтительно составляет примерно между 10% и 45% по весу, и более предпочтительно, примерно между 40% и 45% по весу. Концентрация сорастворителя в микроэмульсии предпочтительно составляет примерно между 10% и 40% по весу, и более предпочтительно, примерно между 15% и 25% по весу.

Гидрофилизирующее поверхностно-активное вещество предпочтительно включает алкилполигликозид. Наиболее предпочтительные алкилполигликозиды имеют алкиловые группы с длиной углеродной цепи от около 8 до 10. Концентрация гидрофилизирующего поверхностно-активного вещества в микроэмульсии предпочтительно составляет примерно между 5% и 10% по весу, и более предпочтительно, примерно между 6% и 8% по весу.

Очищающее поверхностно-активное вещество предпочтительно включает алкилсульфат, включая, но не ограничиваясь этим, натриевые, аммониевые, магниевые и аминные соли кокосового сульфата и лаурилсульфата. Среди них наиболее предпочтительным является лаурилсульфат натрия. Концентрация очищающего поверхностно-активного вещества в микроэмульсии предпочтительно составляет примерно между 5% и 20% по весу, и более предпочтительно, примерно между 15% и 20% по весу.

Неионогенное поверхностно-активное вещество предпочтительно включает этоксилат спирта. Наиболее предпочтительными из них являются этоксилаты алкильных спиртов с длиной углеродной цепи от около 9 до 11. Неионогенное вспомогательное поверхностно-активное вещество предпочтительно включает алкоксилат спирта, наиболее предпочтительно, содержащий полиэтиленовые группы, полипропиленовые группы или оба типа этих групп. Концентрация неионогенного поверхностно-активного вещества в микроэмульсии предпочтительно составляет примерно между 1% и 10% по весу, предпочтительно составляет между 5% и 8% по весу. Концентрация неионогенного вспомогательного поверхностно-активного вещества в микроэмульсии предпочтительно составляет примерно между 1% и 5% по весу, и более предпочтительно, примерно между 2,5% и 4,0% по весу.

Эмульгирующее поверхностно-активное вещество предпочтительно включает полисорбат, выбранный из (но не ограничиваясь этим) полиоксиэтилен (20) сорбитан монолаурата, полиоксиэтилен (20) сорбитан монопальмитата, полиоксиэтилен (20) сорбитан моноолеата и полиоксиэтилен (20) сорбитан моностеарата. Предпочтительным масло-солюбилизирующим поверхностно-активным веществом является полиоксиэтилен (20) сорбитан моноолеат. Концентрация эмульгирующего поверхностно-активного вещества в микроэмульсии предпочтительно составляет примерно между 1% и 5% по весу, и более предпочтительно, примерно между 1,5% и 3,0% по весу.

Вода или солевой раствор предпочтительно присутствуют в концентрациях примерно между 1% и 5% по весу, предпочтительно примерно между 2% и 4% по весу.

Композиция для очистки ствола скважины может дополнительно включать жидкость-носитель, такой как (но не ограничиваясь этим) стандартная буферная жидкость или очищающая суспензия на водной основе. В настоящем документе подразумевается, что стандартные буферные жидкости включают также невязкие (ньютоновские) промывочные жидкости и даже воду. Несмотря на разбавленное состояние, микроэмульсии, как ни странно, сохраняют свою целостность, а их очищающая способность не уменьшается. Такие смеси микроэмульсия/жидкость-носитель являются особенно преимущественными с точки зрения логистики.

Специалистам в данной области понятно, что стандартные буферные жидкости на водной основе не являются микроэмульсиями, и они представлены, например, буферными жидкостями MUDPUSHTM производства Schlumberger. Стандартная буферная жидкость на водной основе может быть загущена и утяжелена, или загущена и не утяжелена, или не загущена. Специалистам в данной области понятно также, что очищающие суспензии представляют собой водные суспензии твердых веществ, таких как (но не ограничиваясь этим) портландцемент, и зачастую содержат стандартные цементные добавки, такие как (но не ограничиваясь этим) замедлители схватывания, ускорители схватывания, регуляторы водоотдачи и диспергирующие вещества. Если композицию для очистки ствола скважины вводят в жидкости-носителе (например, буферной жидкости или очищающей суспензии на водной основе), то концентрация микроэмульсии в полученной жидкой смеси предпочтительно составляет примерно между 5 об.% и 20 об.%, более предпочтительно, примерно между 10 об.% и 15 об.%, и наиболее предпочтительно, примерно между 10 об.% и 12 об.%.

Композиция для очистки ствола скважины, жидкость-носитель или эта композиция и эта жидкость могут быть загущены. Не ограничивающие примеры загустителей, применимых для использования в настоящем документе, включают алюминий-фосфатный сложный эфир, четвертичного алкиламмония бентонит, четвертичного алкиламмония монтмориллонит, ксантановую камедь, желатин, пектин, производные целлюлозы, гуммиарабик, гуаровую камедь, камедь плодов рожкового дерева, камедь тары, камедь кассии, агар, н-октенил-сукцинат крахмал, пористый крахмал, альгинаты, каррагинаты, хитозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь и органофильную глину, такую как CLAYTONETM (производства Southern Clay Products, Inc.; Gonzalez, штат Техас, США).

Модификатор реологии на основе тримерной кислоты, такой как RHEFLATTM (производства M-I SWACO, Houston, штат Техас, США) также может быть добавлен к загущенной композиции для очистки ствола скважины для достижения ровного реологического профиля. Не ограничиваясь какой-либо теорией, это соединение предположительно увеличивает нижний предел вязкости и обеспечивает преимущество за счет связывания с тонкодисперсными твердыми веществами, такими как органофильная глина, и утяжеляющими твердыми веществами, такими как карбонат кальция, барит и гематит. Модификатор реологии предпочтительно присутствует в количестве от около 1 до около 5% по весу микроэмульсии.

Плотность композиции для очистки ствола скважины, жидкости-носителя или их обоих также может быть отрегулирована, например, добавлением соответствующей утяжеляющей добавки или легковесного материала. Соответствующие утяжеляющие добавки включают (но не ограничиваясь этим) барит, неорганический цемент, карбонат кальция, гематит, ильменит, тетраоксид магния и диоксид кремния. Соответствующие легковесные материалы включают (но не ограничиваясь этим) керамические микросферы, стеклянные микросферы, гильсонит, юинтаит, уголь и азот. Следует отметить, что в настоящем контексте в качестве утяжеляющих добавок также могут быть использованы утяжеляющие добавки, такие как крупнодисперсный барит, крупнодисперсный карбонат кальция или крупнодисперсный гематит. Неорганические цементы включают, но не ограничиваясь этим, портландцемент, кальциево-алюминатный цемент, известково-кремнеземистые смеси, доменный шлак, зола-унос, цемент Сореля, химически связанные фосфатные керамические материалы и геополимеры.

В следующем аспекте, варианты реализации настоящего изобретения относятся к способу очистки участка ствола скважины перед операцией цементирования, причем в стволе скважины подвешена обсадная труба, а ствол скважины содержит или обработан масляным или синтетическим буровым раствором. Указанный способ включает закачивание описанных композиций для очистки ствола скважины в указанный ствол скважины, обеспечивая посредством этого очистку и гидрофилизацию поверхностей обсадной трубы и буровой скважины. Чистая поверхность обеспечивает превосходное связывание цемента с очищенными поверхностями.

Композиции для очистки ствола скважины по настоящему описанию могут быть закачаны отдельно, перед стандартной буферной жидкостью или очищающей суспензией на водной основе и после стандартной буферной жидкости или очищающей суспензии на водной основе. В настоящем описании очищающие суспензии считаются типом буферной жидкости. Кроме того, как рассмотрено ранее, описанные композиции также являются эффективными при введении в жидкость-носитель, такой как (но не ограничиваясь этим) стандартная буферная жидкость или очищающая суспензия на водной основе. Если описанную в настоящем документе композицию вводят в жидкость-носитель, то концентрация микроэмульсии в полученной жидкой смеси предпочтительно составляет примерно между 5 об.% и 20 об.%, более предпочтительно, примерно между 10 об.% и 15 об.%, и наиболее предпочтительно, примерно между 10 об.% и 12 об.%.

Композиция для очистки ствола скважины, жидкость-носитель или эта композиция и эта жидкость могут быть загущены. Не ограничивающие примеры загустителей, применимых для использования в настоящем документе, включают алюминий-фосфатный сложный эфир, четвертичного алкиламмония бентонит, четвертичного алкиламмония монтмориллонит, ксантановую камедь, желатин, пектин, производные целлюлозы, гуммиарабик, гуаровую камедь, камедь плодов рожкового дерева, камедь тары, камедь кассии, агар, н-октенил-сукцинат крахмал, пористый крахмал, альгинаты, каррагинаты, хитозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь и органофильную глину, такую как CLAYTONETM (производства Southern Clay Products, Inc.; Gonzalez, штат Техас, США).

Модификатор реологии на основе тримерной кислоты, такой как RHEFLATTM (производства M-I SWACO, Houston, штат Техас, США) также может быть добавлен к загущенной композиции для очистки ствола скважины для достижения ровного реологического профиля. Не ограничиваясь какой-либо теорией, это соединение предположительно увеличивает нижний предел вязкости и обеспечивает преимущество за счет связывания с тонкодисперсными твердыми веществами, такими как органофильная глина, и утяжеляющими твердыми веществами, такими как карбонат кальция, барит и гематит. Модификатор реологии предпочтительно присутствует в количестве от около 1 до около 5% по весу микроэмульсии.

Плотность композиции для очистки ствола скважины, жидкости-носителя или их обоих также может быть отрегулирована, например, добавлением соответствующей утяжеляющей добавки или легковесного материала. Соответствующие утяжеляющие добавки включают (но не ограничиваясь этим) барит, неорганический цемент, карбонат кальция, гематит, ильменит, тетраоксид магния и диоксид кремния. Соответствующие легковесные материалы включают (но не ограничиваясь этим) керамические микросферы, стеклянные микросферы, гильсонит, юинтаит, уголь и азот. Следует отметить, что в настоящем контексте в качестве утяжеляющих добавок также могут быть использованы утяжеляющие добавки, такие как крупнодисперсный барит, крупнодисперсный карбонат кальция или крупнодисперсный гематит. Неорганические цементы включают, но не ограничиваясь этим, портландцемент, кальциево-алюминатный цемент, известково-кремнеземистые смеси, доменный шлак, зола-унос, цемент Сореля, химически связанные фосфатные керамические материалы и геополимеры.

В следующем аспекте, варианты реализации настоящего изобретения относятся к способам цементирования подземной скважины, имеющей буровое отверстие. В стволе скважины подвешена обсадная труба, а ствол скважины содержит или обработан масляным или синтетическим буровым раствором. Указанный способ включает (i) обеспечение описанной композиции для очистки ствола скважины, которая включает микроэмульсию, (ii) закачивание указанной композиции в зону между обсадной трубой и стволом скважины, (iii) обеспечение цементного раствора и (iv) закачивание цементного раствора в зону между обсадной трубой и стволом скважины. Композиция для очистки ствола скважины удаляет буровой раствор из зоны между обсадной трубой и стволом скважины, обеспечивая посредством этого чистые и гидрофильные поверхности обсадной трубы и буровой скважины.

Композиция для очистки ствола скважины по настоящему описанию может быть закачана отдельно, перед стандартной буферной жидкостью или очищающей суспензией на водной основе и после стандартной буферной жидкости или очищающей суспензии на водной основе. В настоящем описании очищающие суспензии считаются типом буферной жидкости. Кроме того, как рассмотрено ранее, описанные композиции также являются эффективными при введении в жидкость-носитель, такой как (но не ограничиваясь этим) стандартная буферная жидкость или очищающая суспензия на водной основе. Полученная жидкая смесь может быть закачана в качестве буферной жидкости. Такие смеси особенно выгодны с точки зрения логистики. Если описанную в настоящем документе композицию вводят в жидкость-носитель (например, в буферную жидкость или очищающую суспензию на водной основе), то концентрация микроэмульсии в полученной жидкой смеси предпочтительно составляет примерно между 5 об.% и 20 об.%, более предпочтительно, примерно между 10 об.% и 15 об.%, и наиболее предпочтительно, примерно между 10 об.% и 12 об.%.

Композиция для очистки ствола скважины, жидкость-носитель или эта композиция и эта жидкость могут быть загущены. Не ограничивающие примеры загустителей, применимых для использования в настоящем документе, включают алюминий-фосфатный сложный эфир, четвертичного алкиламмония бентонит, четвертичного алкиламмония монтмориллонит, бентонит, неорганический цемент, ксантановую камедь, желатин, пектин, производные целлюлозы, гуммиарабик, гуаровую камедь, камедь плодов рожкового дерева, камедь тары, камедь кассии, агар, н-октенил-сукцинат крахмал, пористый крахмал, альгинаты, каррагинаты, хитозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь и органофильную глину, такую как CLAYTONETM (производства Southern Clay Products, Inc.; Gonzalez, штат Техас, США).

Модификатор реологии на основе тримерной кислоты, такой как RHEFLATTM (производства M-I SWACO, Houston, штат Техас, США) также может быть добавлен к загущенной композиции для очистки ствола скважины для достижения ровного реологического профиля. Не ограничиваясь какой-либо теорией, это соединение предположительно увеличивает нижний предел вязкости и обеспечивает преимущество за счет связывания с тонкодисперсными твердыми веществами, такими как органофильная глина, и утяжеляющими твердыми веществами, такими как карбонат кальция, барит и гематит. Модификатор реологии предпочтительно присутствует в количестве от около 1 до около 5% по весу микроэмульсии.

Плотность композиции для очистки ствола скважины, жидкости-носителя или их обоих также может быть отрегулирована, например, добавлением соответствующей утяжеляющей добавки или легковесного материала. Соответствующие утяжеляющие добавки включают (но не ограничиваясь этим) барит, неорганический цемент, карбонат кальция, гематит, ильменит, тетраоксид магния и диоксид кремния. Соответствующие легковесные материалы включают (но не ограничиваясь этим) керамические микросферы, стеклянные микросферы, гильсонит, юинтаит, уголь и азот. Следует отметить, что в настоящем контексте в качестве утяжеляющих добавок также могут быть использованы утяжеляющие добавки, такие как крупнодисперсный барит, крупнодисперсный карбонат кальция или крупнодисперсный гематит. Неорганические цементы включают, но не ограничиваясь этим, портландцемент, кальциево-алюминатный цемент, известково-кремнеземистые смеси, доменный шлак, зола-унос, цемент Сореля, химически связанные фосфатные керамические материалы и геополимеры.

Предпочтительно, плотность буферной жидкости равна или более плотности SBM/OBM, и равна или менее плотности цементного раствора.

Во всех вариантах реализации, микроэмульсии по настоящему изобретению также могут быть использованы как «химические низковязкие промывочные жидкости», которые, собственно говоря, закачивают водный раствор, содержащий микроэмульсии, описанные в настоящем документе. Указанная операция должна быть выполнена после закачивания бурового раствора, но перед закачиванием стандартной буферной жидкости или очистителя, или она может быть выполнена после закачивания стандартной буферной жидкости или очистителя.

ПРИМЕРЫ

Следующие примеры служат для иллюстрации вариантов реализации.

Подготовка буферной жидкости

Композицию микроэмульсии составили для оптимального удаления синтетического масляного бурового раствора перед операциями первоначального цементирования. Включающая смесь растворителей, поверхностно-активных веществ и воды, полученная микроэмульсия была полупрозрачной жидкостью, с частью растворителя в качестве внешней фазы. В состав микроэмульсии вошли ингредиенты, представленные в Таблице 1.

Таблица 1
Состав микроэмульсии
Соединения Концентрация (вес.%)
С6-18 метиловый эфир 43,24
Полиалкиленгликоль 21,62
Сорбитан моноолеат 20 1,62
Натрия лаурилсульфат 16,22
С9-11 спирта этоксилат 5,41
Алкоксилат спирта 2,70
С8-10 алкил полигликозид 6,49
Деионизированная вода 2,70
Итого 100,0

Для следующих примеров микроэмульсию добавили к стандартной буферной жидкости - MUDPUSHTM II производства Schlumberger. Плотность буферной жидкости составила 1,74 кг/л (14,5 фунтов массы/галлон), а состав показан в Таблице 2. Концентрация микроэмульсии в смеси микроэмульсии и буферной жидкости составила 10 об.%.

Таблица 2
Состав буферной жидкости
Название Концентрация
Пресная вода
Добавка MUDPUSHTM II 14,2 г/л (5 фунтов массы/баррель H2O)
Антипенный агент полиэтиленгликоль 0,6 мл/л (0,1 гал/баррель H2O)
Микроэмульсия (из Таблицы 1) 26,3 мл/л (4,2 гал/баррель H2O)
Барит 967 г/л (340,1 фунтов массы/баррель H2O)

Базовую буферную жидкость (без микроэмульсии или барита) приготовили в смесителе WaringTM, используя 1 л смесительную емкость. Жидкость смешивали в течение 5 минут при 4000 об/мин Базовую жидкость перенесли в 1 л лабораторный стакан, и опустили в жидкость устройство для перемешивания с лопастной крыльчаткой диаметром 5 см. Скорость смешивания меняли от 500 до 600 об/мин так, чтобы она была достаточной для образования воронки в жидкости. К жидкости добавили барит и продолжали перемешивание в течение 30 минут. Затем добавили микроэмульсию и продолжали перемешивание еще 10 минут.

Состав синтетического бурового раствора

Синтетическим буровым раствором, использованным в примерах, был RHELIANTTM производства M-I SWACO, Houston, штат Техас, США. Плотность бурового раствора составила 1,52 кг/л (12,7 фунтов массы/галлон).

Методы испытаний

Испытание гидрофилизации обсадной трубы (CWWT)

Испытание гидрофилизации обсадной трубы использовали для определения эффективности удаления бурового раствора поверхностно-активным веществом. Испытание выполнили на испытательных образцах обсадной трубы размером 4 дюйма на 1 дюйм (10,2 см на 2,54 см). Методика представлена ниже.

Буферную жидкость предварительно нагревали до 150°F (65,5°C) в течение 30 минут и перенесли в чашку ротационного вискозиметра Chan 35 (производства Chandler Engineering, Broken Arrow, штат Оклахома, США).

Испытательный образец обсадной трубы статически погрузили на 10 минут в синтетический масляный буровой раствор плотностью 1,52 кг/л (12,7 фунтов массы/галлон), также предварительно нагретый до 150°F (65,5°C).

Испытательный образец вынули из масляного бурового раствора и очистили выпуклую поверхность испытательного образца бумагой.

Испытательный образец перенесли в чашку вискозиметра, содержащую буферную жидкость. Испытательный образец зафиксировали в чашке, причем покрытая буровым раствором поверхность была направлена в чашку, так чтобы нижние 2/3 образца были погружены в буферную жидкость.

Ротор вискозиметра, без балансира, поместили в буферную жидкость в чашку. Затем ротор эксплуатировали при 100 об/мин в течение 30 минут.

Испытательный образец вынули, и выполнили качественную оценку гидрофилизации. На испытательный образец поместили полоску тефлоновой ленты (поскольку она точно представляет гидрофобную поверхность). На поверхности тефлоновой ленты, на не обработанную гидрофобную часть испытательного образца и на 2/3 испытательного образца, которые были погружены в буферную жидкость, нанесли 20-микролитровую каплю дистиллированной воды. Измерили диаметры капель.

Рассчитали отношение диаметров между каплей на тефлоне (D1) и каплей на обработанной буферной жидкостью поверхности (D2). Затем использовали инструкцию, представленную в Таблице 3, для определения угла контакта и смачиваемости водой.

Таблица 3
Инструкция для определения угла контакта и смачиваемости водой
Отношение диаметров, D2/D1 Угол контакта (градусы) Смачиваемость водой
1 150 Плохая смачиваемость >90°
1,3 90 90°< Слабая смачиваемость >30°
2,1 30 Хорошая смачиваемость <30°
2,9 15
6,5 0

Испытание с решеткой

При испытании с решеткой измеряют способность поверхностно-активного вещества удалять загущенный слой бурового раствора при слабой эрозии. Металлическую решетку с 30 отверстиями поместили на закрытый ротор вискозиметра Chan 35. Конструкцию из решетки и ротора взвесили и записали как W1. Конструкцию из решетки и ротора затем закрыли на 10 минут синтетическим масляным буровым раствором плотностью 1,52 кг/л (12,7 фунтов массы/галлон), предварительно нагретым до 150°F (65,5°С). Их вынули, взвесили и записали как W2. Конструкцию из решетки и ротора снова присоединили к вискозиметру и погрузили в буферную жидкость, также предварительно нагретую до 150°F (65,5°С), и вращали при 100 об/мин в течение 30 минут. Затем их вынули, взвесили и записали как W3. Процент удаления бурового раствора (%) рассчитали по следующему уравнению.

.

Испытание смачиваемости (испытание обратной эмульсии)

Буферную жидкость и буровой раствор кондиционировали при 150°F (65,5°С) в течение 20 минут атмосферных консистометрах. Затем буферную жидкость поместили в нагретую емкость гомогенизатора Уоринга, оснащенного датчиком и измерителем электропроводности. Добавили достаточное количество буферной жидкости, чтобы покрыть образец, и установили измеритель электропроводности на 3,0 мА. Из емкости смесителя удалили буферную жидкость, и в предварительно нагретый гомогенизатор Уоринга поместили 250 мл синтетического масляного бурового раствора (SBM), и встряхивали в течение 2 минут при скорости, достаточной для наблюдения видимой воронки. К SBM медленно добавили буферную жидкость с приращениями 10-20 мл. Наблюдали и записывали значение электропроводности смеси для каждого приращения. Когда общий объем бурового раствора и буферной жидкости достиг 500 мл, удалили 250 мл смеси SBM-буферной жидкости. Оставшиеся 250 мл смеси SBM-буферной жидкости встряхивали в течение 2 минут при 150°F (65,5°С), снова при скорости, достаточной для наблюдения воронки. Затем добавили дополнительное количество буферной жидкости с приращениями 10-20 мл до получения значения 3,0 мА.

Пример 1 - Смачивание обсадной трубы водой

Оценили смачивание водой обсадной трубы, а результаты представили в Таблице 4. Эти результаты показывают, что буферная жидкость, содержащая микроэмульсию, обеспечивает хорошие свойства гидрофилизации (как показано по углам контакта 15° и 23°) при очистке бурового раствора RHELIANTTM с испытательных образцов обсадной трубы.

Таблица 4
Результаты смачивания обсадной трубы водой
Буферная жидкость и буровой раствор RHELIANTTM
Капля воды на тефлоне, D1 0,6
Капля на обработанной стороне, D2 1,7
Отношение диаметров, D2/D1 2,83
Результат угла контакта 16°
Результат смачивания водой Хорошее смачивание

Пример 2 - очистка решетки

Результаты испытания с решеткой представлены на Фигуре 1, и они показывают эффективность удаления бурового раствора, составляющую около 97% бурового раствора RHELIANTTM. Основная часть урового раствора была удалена в течение около 5 минут.

Пример 4 - Смачиваемость (обратная эмульсия)

Для достижения заданной точки 3 мА с использованием образца бурового раствора RHELIANTTM потребовался объем буферной жидкости около 47%. В соответствии с этим способом, интервал подобрали так, чтобы получить значение 3 мА для неразбавленной буферной жидкости. Затем это значение использовали для буферной жидкости на водной основе, чтобы показать, когда смесь буферная жидкость/буровой раствор стала смачиваться водой. Однако при использовании буферной жидкости с масляной внешней фазой точность этого испытания не была установлена. При осторожном промывании емкости смесителя слабым потоком воды не наблюдали остатка масляной пленки. Результаты показаны на Фигуре 2.

1. Композиция для очистки ствола скважины, включающая микроэмульсию, которая содержит: растворитель, включающий алкиловый сложный эфир; сорастворитель, включающий полиалкиленгликоль; гидрофилизирующее поверхностно-активное вещество, включающее алкилполигликозид; очищающее поверхностно-активное вещество, включающее алкилсульфат; эмульгирующее поверхностно-активное вещество, включающее полисорбат; неионогенное поверхностно-активное вещество, включающее этоксилат спирта; неионогенное вспомогательное поверхностно-активное вещество, включающее алкоксилат спирта; и водную жидкость,
причем указанные компоненты содержатся в указанной микроэмульсии в следующих количествах:
10%-45% по весу растворителя;
10%-40% по весу сорастворителя;
5%-10% по весу гидрофилизирующего поверхностно-активного вещества;
5%-20% по весу очищающего поверхностно-активного вещества;
1%-10% по весу неионогенного поверхностно-активного вещества;
1%-5% по весу неионогенного вспомогательного поверхностно-активного вещества;
1%-5% по весу эмульгирующего поверхностно-активного вещества; и
1%-5% по весу водной жидкости.

2. Композиция по п. 1, дополнительно включающая загуститель, который включает один или несколько членов из группы, включающей: алюминий-фосфатный сложный эфир, бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-монтмориллонит, неорганический цемент, ксантановую камедь, желатин, пектин, производные целлюлозы, гуммиарабик, гуаровую камедь, камедь плодов рожкового дерева, камедь тары, камедь кассии, агар, н-октенил-сукцинат крахмал, пористый крахмал, альгинаты, каррагинаты, хитозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь и органофильную глину.

3. Композиция по п. 1, дополнительно включающая жидкость-носитель, причем жидкость-носитель включает водную жидкость и загуститель, который включает один или несколько членов из группы, включающей: алюминий-фосфатный сложный эфир, бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-монтмориллонит, неорганический цемент, ксантановую камедь, желатин, пектин, производные целлюлозы, гуммиарабик, гуаровую камедь, камедь плодов рожкового дерева, камедь тары, камедь кассии, агар, н-октенил-сукцинат крахмал, пористый крахмал, альгинаты, каррагинаты, хитозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь и органофильную глину.

4. Композиция по п. 3, в которой концентрация микроэмульсии в смеси жидкость-носитель/микроэмульсия составляет примерно от 5 об.% до 20 об.%.

5. Способ очистки участка ствола скважины перед операцией цементирования, причем в указанном стволе скважины подвешена обсадная труба, и ствол скважины содержит или был обработан масляным или синтетическим буровым раствором, где указанный способ включает закачивание композиции для очистки ствола скважины в ствол скважины, при этом указанная композиция включает микроэмульсию, где указанная микроэмульсия содержит: растворитель, включающий алкиловый сложный эфир; сорастворитель, включающий полиалкиленгликоль; гидрофилизирующее поверхностно-активное вещество, включающее алкилполигликозид; очищающее поверхностно-активное вещество, включающее алкилсульфат; эмульгирующее поверхностно-активное вещество, включающее полисорбат; неионогенное поверхностно-активное вещество, включающее этоксилат спирта; неионогенное вспомогательное поверхностно-активное вещество, включающее алкоксилат спирта; и водную жидкость, причем указанные компоненты содержатся в указанной микроэмульсии в следующих количествах:
10%-45% по весу растворителя;
10%-40% по весу сорастворителя;
5%-10% по весу гидрофилизирующего поверхностно-активного вещества;
5%-20% по весу очищающего поверхностно-активного вещества;
1%-10% по весу неионогенного поверхностно-активного вещества;
1%-5% по весу неионогенного вспомогательного поверхностно-активного вещества;
1%-5% по весу эмульгирующего поверхностно-активного вещества; и
1%-5% по весу водной жидкости.

6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что указанная композиция дополнительно включает загуститель, который включает один или несколько членов из группы, включающей: алюминий-фосфатный сложный эфир, бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-монтмориллонит, неорганический цемент, ксантановую камедь, желатин, пектин, производные целлюлозы, гуммиарабик, гуаровую камедь, камедь плодов рожкового дерева, камедь тары, камедь кассии, агар, н-октенил-сукцинат крахмал, пористый крахмал, альгинаты, каррагинаты, хитозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь и органофильную глину.

7. Способ по п. 5, отличающийся тем, что указанную композицию закачивают в ствол скважины отдельно или в разбавленном водой виде, перед стандартной буферной жидкостью или очищающей суспензией, после стандартной буферной жидкости или очищающей суспензии, или ее вводят в жидкость-носитель и закачивают в составе полученной смеси.

8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что жидкость-носитель включает водную жидкость и загуститель, который включает один или несколько членов из группы, включающей: алюминий-фосфатный сложный эфир, бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-монтмориллонит, неорганический цемент, ксантановую камедь, желатин, пектин, производные целлюлозы, гуммиарабик, гуаровую камедь, камедь плодов рожкового дерева, камедь тары, камедь кассии, агар, н-октенил-сукцинат крахмал, пористый крахмал, альгинаты, каррагинаты, хитозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь и органофильную глину.

9. Способ по п. 7, отличающийся тем, что концентрация микроэмульсии в смеси жидкость-носитель/микроэмульсия составляет примерно от 5 об.% до 20 об.%.

10. Способ цементирования подземной буровой скважины, имеющей ствол скважины, где в указанном стволе скважины подвешена обсадная труба, и ствол скважины содержит или был обработан масляным или синтетическим буровым раствором, включающий:
(i) обеспечение композиции для очистки ствола скважины, которая включает микроэмульсию, причем указанная микроэмульсия содержит: растворитель, включающий алкиловый сложный эфир; сорастворитель, включающий полиалкиленгликоль; гидрофилизирующее поверхностно-активное вещество, включающее алкилполигликозид; очищающее поверхностно-активное вещество, включающее алкилсульфат; эмульгирующее поверхностно-активное вещество, включающее полисорбат; неионогенное поверхностно-активное вещество, включающее этоксилат спирта; неионогенное вспомогательное поверхностно-активное вещество, включающее алкоксилат спирта; и водную жидкость, и при этом указанные компоненты содержатся в указанной микроэмульсии в следующих количествах:
10%-45% по весу растворителя;
10%-40% по весу сорастворителя;
5%-10% по весу гидрофилизирующего поверхностно-активного вещества;
5%-20% по весу очищающего поверхностно-активного вещества;
1%-10% по весу неионогенного поверхностно-активного вещества;
1%-5% по весу неионогенного вспомогательного поверхностно-активного вещества;
1%-5% по весу эмульгирующего поверхностно-активного вещества; и
1%-5% по весу водной жидкости;
(ii) закачивание указанной композиции в зону между обсадной трубой и стволом скважины;
(iii) обеспечение цементного раствора; и
(iv) закачивание цементного раствора в зону между обсадной трубой и стволом скважины.

11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что указанная композиция дополнительно включает загуститель, который включает один или несколько членов из группы, включающей: алюминий-фосфатный сложный эфир, бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-монтмориллонит, неорганический цемент, ксантановую камедь, желатин, пектин, производные целлюлозы, гуммиарабик, гуаровую камедь, камедь плодов рожкового дерева, камедь тары, камедь кассии, агар, н-октенил-сукцинат крахмал, пористый крахмал, альгинаты, каррагинаты, хитозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь и органофильную глину.

12. Способ по п. 10, отличающийся тем, что указанную композицию закачивают в ствол скважины в неразбавленном или разбавленном водой виде, перед стандартной буферной жидкостью или очищающей суспензией, после стандартной буферной жидкости или очищающей суспензии, или ее вводят в жидкость-носитель и закачивают в составе полученной смеси.

13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что жидкость-носитель включает водную жидкость и загуститель, который включает один или несколько членов из группы, включающей: алюминий-фосфатный сложный эфир, бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-монтмориллонит, неорганический цемент, ксантановую камедь, желатин, пектин, производные целлюлозы, гуммиарабик, гуаровую камедь, камедь плодов рожкового дерева, камедь тары, камедь кассии, агар, н-октенил-сукцинат крахмал, пористый крахмал, альгинаты, каррагинаты, хитозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь и органофильную глину.

14. Способ по п. 12, отличающийся тем, что концентрация микроэмульсии в смеси жидкость-носитель/микроэмульсия составляет примерно от 5 об.% до 20 об.%.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к составам для обработки скважин для применения в нефтедобывающей области. Состав для обработки скважины, содержащий реагент для обработки скважины, адсорбированный на водонерастворимом адсорбенте, где состав получают осаждением реагента для обработки скважины из жидкости, при этом реагент для обработки скважины адсорбируют на водонерастворимом адсорбенте, и где реагент для обработки скважины осаждают в присутствии металлической соли.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым для цементирования обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, осложненных наличием пластов с низким давлением гидроразрыва.

Изобретение относится к области составов для нефтяной и газовой промышленности и может быть применено в производстве реагентов для обработки буровых растворов, используемых при бурении нефтяных и газовых скважин.

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 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.

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.

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к составу тампонажного раствора.Тампонажный раствор, содержит 46,0-75,0 мас.% вяжущего материала, в качестве которого используется портландцемент тампонажный класса G, или цементная смесь ЦС БТРУО “Микро”, или смесь глиноземистого цемента ГЦ-40 и микроцемента ЦС БТРУО “Микро” в массовом соотношении 3:7, или смесь глиноземистого цемента ГЦ-40 и портландцемента ПЦТ 50 в массовом соотношении 1:4; 1,0-4,0 мас.% ПАВ, в качестве которого используется смесь эмульгатора МР-150 с алкилбензосульфонатом кальция и эмульгатором ОП-4 в массовом соотношении, равном 1:4:9; или смесь эмульгатора МР-150 с алкилбензосульфонатом кальция, гидрофобизатором АБР и нефтенолом ВКС-Н в массовом соотношении, равном 4:4:3:3; 9,0-27,0 мас.% дизельного топлива; 0,0-0,5 мас.% хлористого кальция; 0,0-2,0 мас.% микрокремнезема конденсированного МК-85 и пресную воду - остальное. Технический результат- повышение текучести, снижение водоотдачи, повышение прочности и долговечности цементного камня. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к сухим термотропным составам, водные растворы которых образуют гель за счет пластовой температуры после введения в нефтяной пласт. Термотропный гелеобразующий состав включает гидроксохлорид алюминия с водородным показателем pH его 1%-ного водного раствора не ниже 3,5, карбамид, полиэтиленоксид и дополнительно содержит тальк при следующем соотношении компонентов, мас.%: гидроксохлорид алюминия - 25-40, карбамид - 58-73,9, полиэтиленоксид - 0,1-0,2, тальк - 1-4. Результатом является повышение эффективности состава за счет стабилизации сыпучести при хранении и транспортировке, упрощение технологического процесса использования, в том числе при дозировании состава в поток воды через эжектор при закачке в скважину. 1 табл.
Изобретение относится к области сельского хозяйства и мелиорации. Способ включает глубокое рыхление почвы, внесение удобрений и раствора сульфата железа и полив повышенной оросительной нормой. При этом в качестве удобрения в верхний слой почвы вносят карбамидоформальдегидное удобрение, насыщенное раствором сульфата железа и инкрустированное фосфогипсом. После завершения промывки удобрение перемещают в нижнюю часть пахотного горизонта. Способ обеспечивает эффективное рассоление орошаемых солонцовых земель с улучшением структуры почв, повышением их плодородия и эрозионной устойчивости без нанесения вреда окружающей территории и растениям.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к сухим смесям для приготовления жидкости глушения, используемой при капитальном ремонте скважин, в том числе при низких климатических температурах до минус 40°С. Технический результат: повышение противофильтрационных свойств жидкости глушения, приготовленной из сухой смеси, обладающей высокой стабильностью при хранении за счет исключения слеживаемости и комкования; обеспечение возможности регулирования плотности жидкости глушения; сокращение времени и упрощение технологии приготовления жидкости глушения из недефицитных реагентов; сокращение сроков освоения скважин; возможность использования жидкости глушения при низких климатических температурах до минус 40°С; расширение ассортимента реагентов; экономия транспортных расходов. Сухая смесь для приготовления жидкости глушения, содержащая лигносульфонат технический порошкообразный, биополимер ксантановой смолы и костный клей при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: указанный лигносульфонат 86,7-90,0, биополимер ксантановой смолы 9,5-12,5, костный клей 0,5-0,8. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано при проведении подземного ремонта эксплуатационных нефтяных и газовых скважин. Состав для ремонта нефтяных и газовых скважин, включающий уретановый предполимер, углеводородный растворитель и отвердитель, содержит в качестве уретанового предполимера гидрофобный уретановый предполимер, в качестве отвердителя - оксидированное растительное масло, в качестве углеводородного растворителя - органический растворитель, растворимый в ацетоне, или ацетон, или их смесь при следующем соотношении компонентов, мас. %: уретановый гидрофобный предполимер 3-30, оксидированое растительное масло 5-50, указанный органический растворитель остальное, при первоначальной вязкости состава не более 200 сП и времени гелеобразования в пределах 120-1500 мин. Технический результат - упрощение ремонтных работ и повышение их качества. 2 пр., 1 табл.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гидравлического разрыва пласта. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе, гидрофобные волокна, суспендированные в нем, гидрофобный зернистый материал, также суспендированный в жидкости-носителе и газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты. Скважинный флюид может быть жидкостью для гидравлического разрыва пласта, которая представляет собой реагент на водной основе для снижения поверхностного натяжения, и может использоваться для разрыва непроницаемого газоносного пласта. Использование комбинации гидрофобного зернистого материала, гидрофобных волокон и газа задерживает оседание зернистого материала из жидкости-носителя на водной основе. Поскольку газ смачивает поверхности обоих материалов и агломерирует их, зернистый материал вынужден приклеиваться к волокнам; волокна образуют пространственную сетку, которая препятствует оседанию зернистого материала, приклеенного к ней, и агломераты содержат газ и таким образом получается насыпная плотность, которая меньше, чем удельный вес твердых веществ, содержащихся в агломератах. Технический результат заключается в повышении эффективности доставки зернистого материала под землю. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 5 ил.,12 пр.

Изобретение относится к нефтедобыче, точнее к способам увеличения дебита нефти в добывающих скважинах. В способе повышения добычи нефти, включающем закачку через добывающую скважину в пласт водной суспензии полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением, суспензию получают смешением 1 вес. ч. порошкообразного полиакриламида со степенью гидролиза 20-35% и молекулярной массой 14-23 млн ед., обработанного ускоренными электронами с энергией электронов 5-10 МэВ дозой 3-30 кГр, с 25-150 вес. ч. воды с последующим набуханием суспензии до образования геля с модулем упругости 5-30 КПа и условной вязкостью суспензии геля в интервале 1,5-60. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности способа и упрощение работ на скважине. 2 з.п. ф-лы, 2 пр.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для изоляции водопритоков в нефтяные и газодобывающие скважины, а также может быть использовано для регулирования профилей приемистости в нагнетательных скважинах. Состав включает компоненты при следующем их соотношении, мас.%: реагент РИКОР - 3,0-4,0; ЛАПРОКСИД ДЭГ-1 - 1,5-2,0; вода - остальное. Приготовление состава заключается в предварительном растворении реагента РИКОР в расчетном количестве воды. Затем в полученном растворе растворяют ЛАПРОКСИД ДЭГ-1 до получения однородного состава. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритоков в скважину за счет повышения термостойкости образующегося геля во времени при взаимодействии его с маломинерализованной пластовой водой и увеличения длительности изоляции. 10 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к производству проппантов для гидроразрыва пласта. В способе получения проппанта, используемого при добыче нефти и газа, из измельченного алюмосиликатного сырья и связующего, включающем предварительный обжиг алюмосиликатного сырья, его помол и гранулирование при введении связующего в смеситель-гранулятор, сушку полученных гранул, их рассев и обжиг, охлаждение обожженных гранул и рассев их на товарные фракции, алюмосиликатное сырье измельчают до среднего размера 3-5 мкм, подвергают его сепарации с выделением фракции менее 1,0 мкм, при этом используют фракцию более 1,0 мкм для грануляции, а фракцию менее 1,0 мкм - для получения связующего смешением с 3%-ным водным раствором органического связующего карбоксиметилцеллюлозы, или метилцеллюлозы, или лигносульфонатов технических. Проппант характеризуется тем, что имеет пикнометрическую плотность 2,5-2,9 г/см3, размеры 0,2-4,0 мм, и получен указанным выше способом. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение долговременной проводимости скважин при гидроразрыве пласта при упрощении технологии получения проппанта. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 1 табл., 9 пр.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности очистки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов. Состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: оксиэтилидендифосфоновую кислоту 12-15; альфа олефинсульфонат натрия 3-5; воду остальное. 1 табл.
Наверх