Эмульсионный тампонажный раствор на углеводородной основе



Эмульсионный тампонажный раствор на углеводородной основе
Эмульсионный тампонажный раствор на углеводородной основе
Эмульсионный тампонажный раствор на углеводородной основе

 


Владельцы патента RU 2557268:

Закрытое акционерное общество "Химеко-ГАНГ" (RU)

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 нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонту и креплению скважин, и может быть использовано при ремонтно-изоляционных работах в скважинах, для изоляции посторонних флюидов и газопереточных каналов в цементном кольце за эксплуатационной колонной, а также для крепления скважин.

Известен тампонажный раствор [1 - аналог], включающий, мас.%:

Портландцемент тампонажный 50,0-70,0
Дизельное топливо 10,3-20,3
Эмультал 0,4-1,0
Вода Остальное

Недостатками известного тампонажного раствора является:

1. Низкая прочность цементного камня.

2. Высокий показатель водоотдачи.

3. Сложность управления сроками схватывания.

4. Высокая вязкость.

5. Низкое качество камня при низких пластовых температурах.

Наиболее близким к предполагаемому техническому решению является тампонажный раствор [2 - прототип], включающий, мас.%:

Портландцемент 60,0-70,0
Дизельное топливо 10,0-20,0
Эмультал 0,1-1,0
Сульфонол 0,06-0,15
Изобутиловый спирт 0,1-0,25
Хлористый кальций 0,01-0,025
Вода Остальное

Недостатками известного тампонажного раствора являются:

1. Низкая прочность цементного камня.

2. Высокий показатель водоотдачи.

3. Сложность управления сроками схватывания.

Приведенные недостатки приводят к проблемам при закачках состава в скважину и снижению эффективности его применения.

При создании изобретения решалась задача получения тампонажного раствора с высоким уровнем технологических свойств: низкой водоотдачей, высокой текучестью, регулируемыми сроками схватывания в широком диапазоне температур, высокой прочностью и долговечностью цементного камня.

Результат достигается тем, что состав содержит цемент различных марок и комплекс поверхностно-активных веществ (ПАВ), в т.ч.: эмульгатор MP, гидрофобизатор АБР, нефтенол ВКС-Н, алкилбензосульфонат кальция АБСК, эмульгатор ОП-4, соотношением концентраций которых можно регулировать свойства жидкости затворения цемента - обратной эмульсии.

Признаки изобретения

Признаками изобретения эмульсионного тампонажного раствора на углеводородной основе являются:

1. Вяжущий материал

2. Портландцемент тампонажный ПЦТ 50

3. Портландцемент тампонажный класса G

4. Цементная смесь ЦС БТРУО «Микро»

5. Глиноземистый цемент ГЦ-40

6. Смесь портландцемента ПЦТ 50 и глиноземистого цемента ГЦ-40 в массовом соотношении 1:4

7. Смесь глиноземистого цемента ГЦ-40 и микроцемента тампонажного ЦС БТРУО «Микро» в массовом соотношении 3:7

8. Поверхностно-активные вещества

9. Эмульгатор MP

10. Гидрофобизатор АБР

11. Нефтенол ВКС-Н

12. Алкилбензосульфонат кальция АБС-Са

13. Эмульгатор ОП-4

14. Минеральные соли

15. Хлористый кальций

16. Микрокремнезем конденсированный МК-85

17. Дизельное топливо

18. Пресная вода

Признаки: 1, 2, 5, 8, 14, 15, 17, 18 - являются общими с прототипом, а признаки: 3, 4, 6, 7, 9-13, 16 - являются существенным отличием от прототипа.

Сущность изобретения

Предлагаемый тампонажный раствор содержит вяжущий материал, ПАВ, дизельное топливо, пресную воду и может содержать хлористый кальций, при этом в качестве вяжущего материала 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 портландцемента ПЦТ 50 и глиноземистого цемента ГЦ-40 в массовом соотношении 1:4; а в качестве ПАВ применяется смесь эмульгатора MP-150 с алкилбензосульфонатом кальция и эмульгатором ОП-4 в массовом соотношении, равном 1:4:9; или смесь эмульгатора MP-150 с алкилбензосульфонатом кальция, гидрофобизатором АБР и нефтенолом ВКС-Н в массовом соотношении, равном 4:4:3:3, и дополнительно может содержать микрокремнезем конденсированный МК-85 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Вяжущий материал:

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 портландцемента ПЦТ 50 и глиноземистого
цемента ГЦ-40 в массовом соотношении 1:4 46,0-75,0

ПАВ:

Смесь эмульгатора MP-150 с алкилбензосульфонатом
кальция и эмульгатором ОП-4 в массовом
соотношении, равном 1:4:9;
или смесь эмульгатора MP-150 с алкилбензосульфонатом
кальция, гидрофобизатором АБР и нефтенолом
КС-Н в массовом соотношении, равном 4:4:3:3 1,0-4,0
Дизельное топливо 9,0-27,0
Микрокремнезем 0,0-2,0
Хлористый кальций 0,0-0,5
Пресная вода Остальное

Для приготовления тампонажного раствора в экспериментах использовались следующие материалы и реагенты:

- Тампонажный портландцемент ПЦТ 50 и ПЦТ класса G по ГОСТ 1581-96.

- Глиноземистый цемент ГЦ-40 по ГОСТ 969-91.

- Цементная смесь «ЦС БТРУО» марки «Микро» выпускается ЗАО «Х-меко-ГАНГ» по ТУ 2458-066-54651030-2010, представляют собой смесь цементного клинкера и минеральных добавок, характеризующаяся удельной поверхностью не менее 900,0 м2/кг.

- Эмульгатор MP марки 150 выпускается ЗАО «Химеко-ГАНГ» по ТУ 2458-097-17197708-2005, представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой кислот, а также смоляных кислот и триэтаноламина.

- Алкилбензосульфонат кальция (сульфонол кальциевый) выпускается по ТУ 2421-011-56856807-2002, представляет собой вязкую жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета. Массовая доля активного вещества 70%.

- Эмульгатор ОП-4 выпускается по ТУ 6-02-997-90, представляет собой поверхностно-активное вещество на основе оксиэтилированных алкилфенолов со степенью оксиэтилирования, равной четырем.

- Нефтенол ВКС-Н выпускается ЗАО «Химеко-ГАНГ» по ТУ 2483-025-54651030-2008, представляет собой смесь анионоактивных и неионогенных поверхностно-активных веществ на основе оксиэтилированных алкилфенолов и водного раствора неорганических солей.

- Гидрофобизатор АБР марки 40 выпускается ЗАО «Химеко-ГАНГ» по ТУ 2483-081-17197708-2003, представляет собой углеводородный раствор продуктов конденсации жирных кислот с аминами и используется в виде 20%, 40% и 80%-ной концентрации в углеводородных растворителях.

- Дизельное топливо по ГОСТ 52368-2005.

- Микрокремнезем конденсированный неуплотненный МК-85, выпускается по ТУ 5743-048-02495332-96, представляет собой ультрадисперсный порошкообразный материал, состоящий из частиц сферической формы, получаемый в процессе газоочистки печей при производстве кремнийсодержащих сплавов. Основным компонентом материала является диоксид кремния аморфной модификации.

- Хлористый кальций (хлорид кальция CaCl2) выпускается по ГОСТ 450-77.

- Вода пресная, питьевая по ГОСТ 2874-82.

Понижение количества вяжущего материала в эмульсионном тампонажном растворе приводит к снижению прочности цементного камня. Повышение к увеличению вязкости тампонажного раствора и уменьшению сроков схватывания.

Меньшее количество ПАВ приводит к снижению стабильности системы, большее - к ухудшению механических свойств камня и увеличению сроков схватывания.

Снижение содержания дизельного топлива в среде приводит к увеличению вязкости тампонажного раствора, повышение - к ухудшению механических свойств камня.

Добавление микрокременезема увеличивает прочность цементного камня. Повышение количества микрокременезема приводит к увеличению вязкости тампонажного раствора и сокращению сроков схватывания.

Добавление хлористого кальция ускоряет сроки схватывания тампонажного раствора. Повышение количества хлористого кальция приводит к увеличению вязкости тампонажного раствора.

Ниже представлены примеры приготовления тампонажных составов в лабораторных условиях.

В табл. 1 приведены составы согласно изобретению.

Пример (состав №2 из табл. 1) приготовления 500 мл эмульсионного тампонажного раствора на углеводородной основе в лабораторных условиях. В металлический стакан наливают 112,9 мл дизельного топлива и при перемешивании на 500 об/мин на лопастной мешалке добавляют 1,4 мл эмульгатора MP 150, 5,6 мл алкилбензосульфоната кальция, 12,7 мл эмульгатора ОП-4. Затем повышают частоту до 1000 об/мин и перемешивают 1-3 мин. В чистом стакане при перемешивании растворяют 4,7 г хлорида кальция в 169,3 мл воды. Увеличивают частоту до 2000 об/мин и маленькой струей приливают соленую воду к дизельному топливу с ПАВ и перемешивают в течение 1-2 мин. Затем производят диспергирование эмульсии на высокооборотистой мешалке при 8000-12000 об/мин в течение 5-10 мин. Затем в эмульсию при 1000-2000 об/мин на лопастной мешалке постепенно вводят 3,2 г микрокрмнезема МК-85. Далее постепенно вводят 123,4 г портландцемента ПЦТ-50 и 493,7 г глиноземистого цемента ГЦ-40. Перемешивают в течение 3-5 мин при 1000-2000 об/мин. Раствор готов к лабораторным испытаниям. Составы 1, 3, 4 из табл. 1 и состав по прототипу (5) приготавливались аналогично.

Определение основных свойств тампонажных растворов и камней проводили в соответствии с международным стандартом ISO 10426-2 (спецификация 10А API). Плотность тампонажного раствора определяли при помощи рычажных весов для буровых и тампонажных растворов FANN 140. Пластическую вязкость и динамическое напряжение сдвига определяли с помощью ротационного вискозиметра FANN 35SA. Водоотдачу раствора определяли на тестере Chandler Engineering М 7120. Время загустевания раствора определяли на консистометре Chandler Engineering М 7222. Прочность на сжатие цементного камня определяли на гидравлическом прессе ПГМ 500 МГ-4. Результаты исследований представлены в табл. 2.

Как следует из таблицы 2, предлагаемый состав обладает более высокими эксплуатационными свойствами: низкой водоотдачей, высокой текучестью, регулируемыми сроками схватывания в широком диапазоне температур, высокой прочностью и долговечностью цементного камня.

Список литературы

1. ГКСМ СССР по делам изобретений и открытий Авторское свидетельство на изобретение «Тампонажный раствор» №529134 от 28 мая 1976 г., по заявке №2160008 с приоритетом от 25 июля 1975 г. Авторы: Мухин Л.К., Оголихин Э.А., Шмавонянц В.Ш., Липкес М.И., Касьянов М.Н.

2. ГК СССР по делам изобретений и открытий Авторское свидетельство на изобретение «Тампонажный раствор» №1263817 от 15 июня 1986 г., по заявке №3829476 с приоритетом от 16 октября 1984 г. Авторы: Мухин Л.К., Щавелев Н.И., Прохоров О.В., Дудыкина Н.В.

Тампонажный раствор содержит вяжущий материал, ПАВ, дизельное топливо, пресную воду и может содержать хлористый кальций, отличающийся тем, что в качестве вяжущего материала 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 портландцемента ПЦТ 50 и глиноземистого цемента ГЦ-40 в массовом соотношении 1:4; а в качестве ПАВ применяется смесь эмульгатора MP-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, и дополнительно может содержать микрокремнезем конденсированный МК-85 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Вяжущий материал:

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 портландцемента ПЦТ 50 и
глиноземистого цемента ГЦ-40 в массовом
соотношении 1:4 46,0-75,0

ПАВ:
Смесь эмульгатора МР-150 с
алкилбензосульфонатом кальция и эмульгатором
ОП-4 в массовом соотношении, равном 1:4:9;
или смесь эмульгатора MP-150 с
алкилбензосульфонатом кальция,
гидрофобизатором АБР и нефтенолом ВКС-Н в
массовом соотношении, равном 4:4:3:3 1,0-4,0
Дизельное топливо 9,0-27,0
Микрокремнезем 0,0-2,0
Хлористый кальций 0,0-0,5
Пресная вода Остальное



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

Изобретение относится к композициям для повышения вязкости водных сред. Композиция содержит смесь по меньшей мере одного катионного или поддающегося катионизации полимера и по меньшей мере одного анионного или поддающегося анионизации полимера. Композиция имеет дзета потенциал при 25°С в диапазоне от 14 до 60 мВ или от -0,5 до -100 мВ или является прекурсором, который может превращаться при температуре от 100 до 250°С в композицию, имеющую дзета потенциал при 25°С от 14 до 60 мВ или от -0,5 до -100 мВ. Композиции являются полезными для гидроразрыва, повышения добычи нефти, подкисления подземных месторождений, личной гигиены, а также в качестве очистителей бытового и промышленного назначения. Технический результат - устойчивость композиции к высоким концентрациям солей, при этом взаимодействие обоих полимеров при очень высоких температурах происходит таким образом, что система проявляет повышение вязкости при высоких температурах. 8 н. и 25 з.п. ф-лы, 24 ил., 11 табл., 19 пр.
Наверх