Биополимерный буровой раствор сбк-uni-drill-pro (hard)



Биополимерный буровой раствор сбк-uni-drill-pro (hard)
Биополимерный буровой раствор сбк-uni-drill-pro (hard)
Биополимерный буровой раствор сбк-uni-drill-pro (hard)
Биополимерный буровой раствор сбк-uni-drill-pro (hard)

 


Владельцы патента RU 2561630:

Общество с ограниченной ответственностью "СБК-ТЕХНОСЕРВИС" (RU)

Изобретение относится к безглинистым биополимерным буровым растворам, которые используются для бурения в сложных горно-геологических условиях. Технический результат изобретения - повышение структурно-реологических свойств и термостойкости, обеспечение солестойкости, снижение вредного влияния на окружающую среду, уменьшение количества и концентрации компонентов, необходимых для приготовления бурового раствора, при сохранении ингибирующих, смазочных, фильтрационных и противоприхватных свойств. Биополимерный буровой раствор содержит, мас.%: полианионную целлюлозу низкой степени вязкости (степень замещения 0,9, динамическая вязкость <100 мПа·с - по методу Брукфильда) 0,2-1,5; полианионную целлюлозу высокой степени вязкости (степень замещения 0,9, динамическая вязкость >1000 мПа·с - по методу Брукфильда) 0,2-1,5; биополимер ксантанового типа 0,1-0,6; смазочную добавку 0,07-3,5; соли щелочных и/или щелочноземельных металлов KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит 3,0-40,0; гидроксид натрия 0,1-0,6; ингибитор реагент гликойл 0,5-1,0; бактерицид 0,01-0,2; разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий до 80; воду остальное. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 5 табл., 3 пр.

 

Изобретение относится к полимерным буровым растворам для бурения газовых и нефтяных скважин, в частности к безглинистым биополимерным буровым растворам, которые используются для бурения в сложных горно-геологических условиях, в том числе в хемогенных отложениях и при высоких забойных температурах, а также наклонно-направленных и горизонтальных участков скважин.

Известен биополимерный буровой раствор, предназначенный для бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин (патент России №2236429, МПК 7 C09K 7/02, опубл 20.09.2004 г., №26), который содержит, мас. %: ксантановый биополимер типа Flo-Vis - 0,3-0,5, гуматный реагент (порошковый углещелочной реагент - ПУЩР) - 10,5-15,0, воду - остальное. Недостатком данного раствора является низкая термостойкость (до 80°C) и низкая устойчивость к воздействию ионов поливалентных металлов.

Известен биополимерный буровой раствор (ПРОТОТИП) (патент РФ №2289603, МПК C09K 8/10 от 13.04.2005, опубл. 20.12.2006), содержащий полимерный понизитель фильтрации, биополимер ксантанового типа, поверхностно-активное вещество, смазочную добавку и воду, в качестве поверхностно-активного вещества и смазочной добавки этилендиамиды жирных кислот - продукт конденсации этилендиамина и фосфатидного концентрата, в качестве полимерного понизителя фильтрации - полианионную целлюлозу, или карбоксиметилцеллюлозу, или карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу, или оксиэтилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил и дополнительно - гуматы щелочных металлов - углещелочной реагент УЩР или гуматно-калиевый реагент ГКР и соли щелочных и/или щелочноземельных металлов - KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Указанный понизитель фильтрации 0,1-1,0

Биополимер ксантанового типа 0,2-0,5

Указанные этилендиамиды жирных кислот 0,05-3,0

УЩР или ГКР 3,0-6,0

Указанные соли 3,0-40,0

Вода - остальное

Недостатком биополимерного бурового раствора по прототипу являются недостаточные структурно-реологические свойства, а именно невысокая удерживающая, выносящая, смазочная и ингибирующая способность.

Современные экологические стандарты предписывают использование пресных буровых растворов на водной основе, но большинство традиционных растворов, с высокой плотностью, содержат значительное количество утяжелителей, что может снизить скорость проходки, повысить эквивалентную циркуляционную плотность, а также стать причиной седиментации утяжелителя и проблем с заканчиванием скважин.

Задачей заявляемого технического решения является получение высокоингибирующего состава бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов (в том числе и горизонтальными скважинами) в неустойчивых отложениях, обладающего высокой удерживающей, выносящей, смазочной и ингибирующей способностью, удовлетворяющего высоким экологическим требованиям к сохранению окружающей природной среды.

Технический результат изобретения - заключается в повышении структурно-реологических свойств и термостойкости, обеспечении солестойкости, снижении вредного влияния на окружающую среду, а также в уменьшении количества и концентрации компонентов, необходимых для приготовления бурового раствора при сохранении ингибирующих, смазочных, фильтрационных и противоприхватных свойств.

Технический результат достигается тем, что биополимерный буровой раствор СБК-UNI-DRILL-PRO(HARD) содержит полианионную целлюлозу, биополимер ксантанового типа, смазочную добавку, соли щелочных и/или щелочноземельных металлов KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит, при этом в качестве смазочной добавки содержит продукт жирных кислот триглицеридов с числом углеродных атомов от 14 до 24 и дополнительно содержит ингибитор реагент гликойл, разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий, гидроксид натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %:

полианионная целлюлоза низкой степени вязкости (степень 0,2-1,5
замещения 0,9,
динамическая вязкость <100 мПа·с - по методу Брукфильда)
полианионная целлюлоза высокой 0,2-1,5
степени вязкости (степень замещения 0,9,
динамическая вязкость >1000 мПа·с - по методу Брукфильда)
биополимер ксантанового типа 0,1-0,6
смазочная добавка 0,07-3,5
соли щелочных и/или щелочноземельных металлов 3,0-40,0
KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит
гидроксид натрия 0,1-0,6
ингибитор реагент гликойл 0,5-1,0
бактерицид 0,01-0,2
разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий до 80
вода остальное

Компоненты заявляемого бурового раствора

Биополимеры ксантанового типа. Они представляют собой водорастворимые порошковые полисахариды, полученные обработкой бактериями типа "ксантамонас".

ПАЦ ВВ (КМЦ-9в), ПАЦ НВ (КМЦ-9н) не обладает токсическим и раздражающим действием (см. ТУ 2231-002-68730626-2011) - используют в качестве полимерного понизителя фильтрации.

Едкий натр относится ко второму классу опасности (см. ГОСТ2263-79).

Ингибитор (смазочная добавка на основе гликолей): гликойл - органический ингибитор глин, улучшающий смазывающие свойства раствора (ТУ 0252-001-93231287-2006).

Реагент гликойл ПГ-40 (ОАО «Нижнекамскнефтехим»), представляет собой олигомер окиси этилена (пропилена), полученный щелочной полимеризацией окиси этилена (пропилена), ТУ 2422-130-05766801-2003.

Бактерицид (ЛПЭ-32 - НПО «Технолог») - обеспечивает полное подавление сульфатвосстанавливающих бактерий, полная растворимость в воде исключает загрязнение нефти и обеспечивает эффективное обеззараживание адгезионных форм бактерий в застойных зонах.

Бактерицид относится к 3 классу опасности, и при использовании его нужно соблюдать меры предосторожности (см. ТУ 2458-324-05765670-2008).

Соли щелочных и/или щелочноземельных металлов (KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит) получают: KCl согласно ГОСТ 4568-95, NaCl согласно ГОСТ 13830-68, CaCl2 согласно ГОСТ 450-77, MgCl2 или бишофит согласно ГОСТ 7759-73.

В качестве смазочной добавки может быть использован продукт жирных кислот триглицеридов с числом углеродных атомов от 14 до 24.

Заявляемое изобретение показано на примерах, описанных ниже.

Приготовление и очистка бурового раствора в процессе проводки скважины осуществляется стандартным оборудованием.

Узел для приготовления бурового раствора должен включать емкость (блок приготовления раствора), оборудованную механическими перемешивателями и эжектором для ввода сыпучих реагентов.

Пример 1. Способ приготовления 1 м3 бурового раствора с уд. весом 1120 кг/м3 с концентрацией биополимера «Barazan D» (ксантановый реагент - Halliburton/Baroid) 0,2% мас. заключается в следующем:

Для приготовления 1 м3 бурового раствора с плотностью 1120 кг/м3 (на пресной основе) последовательно вводятся следующие реагенты в процентном соотношении: Barazan D 0,2% ПАЦ ВВ (ООО «Целликом») 1,2%

ПАЦ НВ (ООО «Целликом») 1,2%
Бактерицид (ЛПЭ-32 - НПО «Технолог») 0,01%
NaOH (ОАО «Сода») 0,01%
Бишофит (ООО «Нефтегазхимкомплект» 2.0%
ТУ 2152-002-93524115-2010)
Кальций хлористый (ТД «ХИМПРМ» ГОСТ 450-77) 2,0%
Реагент гликойл ПГ-40 (ОАО «Нижнекамскнефтехим») 1,0%
Баритовый утяжелитель (ОАО «Барит Урала) 15,0%
Вода остальное

Реагенты вводят последовательно в указанном порядке, причем Barazan D, КМЦ-9н (ПАЦ НВ) и КМЦ-9в (ПАЦ ВВ) вводят через эжектор с интервалом 15 мин на 1 мешок реагента. В противном случае возможно образование полимерных комков, которые в дальнейшем не смогут полностью распуститься.

Пример 2. Способ приготовления 1 м3 бурового раствора с уд.весом 1350 кг/м3 с концентрацией биополимера «Barazan D» (ксантановый реагент - Halliburton/Baroid) 0,4% мас. Заключается в следующем.

Для приготовления 1 м3 бурового раствора с плотностью 1350 кг/м3 последовательно вводятся следующие реагенты в процентном соотношении:

Barazan D 0,4%
ПАЦ ВВ (ООО «Целликом») 1,2%
ПАЦ НВ (ООО «Целликом») 1,2%
Бактерицид (ЛПЭ-32 - НПО «Технолог») 0,01%
NaOH (ОАО «Сода») 0,01%
Бишофит (ООО «Нефтегазхимкомплект» 2.0%
ТУ 2152-002-93524115-2010)
Кальций хлористый (ТД «ХИМПРМ» ГОСТ 450-77) 2,0%
Реагент гликойл ПГ-40
(ОАО «Нижнекамскнефтехим») 1,0%
Баритовый утяжелитель (ОАО «Барит Урала) 37,0%
Вода остальное

Реагенты вводят последовательно в указанном порядке, причем Barazan D, КМЦ-9н и КМЦ-9в вводят через эжектор с интервалом 15 мин на 1 мешок реагента. В противном случае возможно образование полимерных комков, которые в дальнейшем не смогут полностью распуститься.

Пример 3. Способ приготовления 1 м3 бурового раствора с уд.весом 1700 кг/м3 с концентрацией биополимера «Barazan D» (ксантановый реагент- Halliburton/Baroid) 0,6% мас. Заключается в следующем.

Для приготовления 1 м3 бурового раствора с плотностью 1700 кг/м3 последовательно вводятся следующие реагенты в процентном соотношении:

Barazan D 0,6%
ПАЦ ВВ (ООО «Целликом») 1,2%
ПАЦ НВ (ООО «Целликом») 1,2%
Бактерицид (ЛПЭ-32 - НПО «Технолог») 0,01%
NaOH (ОАО «Сода») 0,01%
Бишофит (ООО «Нефтегазхимкомплект» 2.0%
ТУ 2152-002-93524115-2010)
Кальций хлористый (ТД «ХИМПРМ» ГОСТ 450-77) 2,0%
Реагент гликойл ПГ-40 (ОАО «Нижнекамскнефтехим») 1,0%
Баритовый утяжелитель (ОАО «Барит Урала) 80,0%
Вода остальное

Свойства бурового раствора, описанных в примерах, замеряли по методике API R.P. 13 В-1 (методика контроля параметров бурового раствора на водной основе). В таблице 1 приведены примеры получения биополимерных буровых растворов СБК-UNI-DRILL-PRO(HARD) при различных концентрациях компонентов и при различной плотности.

Для каждого примера с определенной плотностью ρ определялись параметры:

Т - условная вязкость, Ф - фильтруемость, PV - пластическая вязкость, AV - кажущаяся вязкость, YP - динамическое напряжение сдвига, GelsAPI10 сек/10 мин - статическое напряжение сдвига

В таблице 2 приведены сравнительные параметры биополимерного бурового раствора СБК-UNI-DRILL-PRO (HARD) с прототипом - патент RU №2289603, где Т - условная вязкость

τдПа - динамическое напряжение сдвига (система СИ)

СНС 10/10, дПа-GelsAPI 10 сек/10 мин, дПа (система СИ) - статическое напряжение сдвига

ηмПа·с - PV, мПа·с - пластическая вязкость (система СИ).

Заявляемый биополимерный буровой раствор имеет плотность от 1040 кг/м3 до 1700 кг/м3.

Термостабильность полимеров обеспечивает также стабильность реологических и фильтрационных свойств системы при забойных температурах свыше 177°С.

Повышенное ингибирующее воздействие (за счет синергетического эффекта ингибитора и полимеров) позволяет использовать биополимерный буровой раствор СБК-UNI-DRILL-PRO(HARD) при бурении в высокоактивных глинах.

Испытания на ингибирование проводили на тестере продольного набухания пород в динамическом режиме «OFITE».

На диаграмме (Фиг. 1) приведены график сравнительного набухания Кыновских аргиллитов в среде биополимерного бурового раствора СБК-UNI-DRILL-PRO(HARD) в сравнении с пресной водой (% набухания в зависимости от суток).

Проверка на термостабильность проводилась на фильтр-прессе OFITEHPHT (при температуре 180°С) при прогреве в течение 4 ч. Результаты сведены в таблицу 3.

Термостабильность заявляемого полимерного бурового раствора показана в таблице 5.

Ингибирующие свойства солей, как известно, заметно проявляются начиная с концентрации 3,0%, чем обусловлен нижний порог концентрации солей.

Благодаря высокой солестойкости предлагаемой рецептуры бурового раствора верхний порог концентрации солей ограничен только пределом их растворимости в воде, что дает возможность использовать такой раствор при бурении в хемогенных отложениях.

Снижение концентрации биополимера отрицательно сказывается на структурно-реологических свойствах, при этом уменьшается стойкость раствора к солям щелочных и щелочноземельных металлов и действию высоких температур. Увеличение концентрации биополимера свыше нецелесообразно, так как увеличивается расход химреагентов, а структурно-реологические и фильтрационные свойства существенно не улучшаются.

Использование полимерных понизителей фильтрации в приведенных концентрациях обеспечивает низкий показатель фильтрации биополимерного бурового раствора даже при агрессии солей поливалентных металлов. Повышение их концентрации свыше является экономически и технологически нецелесообразным.

Биополимерный буровой раствор СБК-UNI-DRILL-PRO(HARD) повышает эффективность бурения, а также значительно снижает риск повреждения пласта. Малое объемное содержание твердой фазы позволяет повторно использовать раствор на следующих скважинах. Повышенное ингибирующее воздействие (за счет синергетического эффекта ингибитора и полимеров) позволяет использовать биополимерный буровой раствор СБК-UNI-DRILL-PRO(HARD) при бурении в высокоактивных глинах. Использование биополимерного бурового раствора СБК-UNI-DRILL-PRO(HARD) при вскрытии продуктивного пласта возможно благодаря пониженной концентрации твердой фазы, тонкой непроницаемой фильтрационной корки и экологической безопасности.

Его моновалентная структура снижает возможность образования нерастворимых осадков и делает их совместимыми с большинством минералов и жидкостей продуктивного пласта, а также совместимыми со всеми полимерами и загустителями и реагентами для контроля водоотдачи, которые находятся в составе растворов для первичного вскрытия продуктивных пластов.

Ингибирующий характер биополимерного бурового раствора СБК-UNI-DRILL-PRO(HARD) позволяет использовать его с большой эффективностью для бурения высокоактивных глин.

Термостабильность полимеров обеспечивает также стабильность реологических и фильтрационных свойств системы при забойных температурах свыше 177°С.

Биополимерный буровой раствор СБК-UNI-DRILL-PRO(HARD) обеспечивает минимальные потери давления при циркуляции и максимальную гидравлическую мощность, передаваемую на долото и забойный двигатель, что позволяет использовать их при проводке горизонтальных и сверхглубоких скважин (скважин с большим отходом забоя от вертикали).

Заявляемое техническое решение соответствует критерию «новизна» и «изобретательский уровень», так как в данной области техники не выявлено аналогичных технических решений, и оно явным образом не является очевидным для специалиста.

Заявляемое техническое решение соответствует критерию «промышленная применимость», так как заявляемый состав может быть получен из известных средств и известными способами.

1. Биополимерный буровой раствор, содержащий полианионную целлюлозу, биополимер ксантанового типа, смазочную добавку, соли щелочных и/или щелочноземельных металлов KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит, отличающийся тем, что в качестве смазочной добавки содержит продукт жирных кислот триглицеридов с числом углеродных атомов от 14 до 24 и дополнительно содержит ингибитор реагент гликойл, разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий, гидроксид натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %:

полианионная целлюлоза
низкой степени вязкости (степень замещения 0,9,
динамическая вязкость <100 мПа·с - по методу Брукфильда) 0,2-1,5
полианионная целлюлоза
высокой степени вязкости (степень замещения 0,9,
динамическая вязкость >1000 мПа·с - по методу Брукфильда) 0,2-1,5
биополимер ксантанового типа 0,1-0,6
смазочная добавка 0,07-3,5
соли щелочных и/или щелочноземельных металлов
KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит 3,0-40,0
гидроксид натрия 0,1-0,6
ингибитор реагент гликойл 0,5-1,0
бактерицид 0,01-0,2
разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий до 80
вода остальное

2. Буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что биополимером ксантанового типа может быть любой полисахарид на основе ксантана.

3. Буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ингибитора содержит реагент гликойл ПГ-40.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к технологии создания забойных фильтров в глубоких скважинах, вскрывших неустойчивые слабосцементированные породы коллектора.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для растворения и удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования, призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов, резервуаров и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к утяжеленным буферным жидкостям, применяемым при цементировании обсадных колонн. Техническим результатом является снижение водоотдачи, повышение плотности, повышение седиментационной устойчивости, образование структуры, способной нести утяжелитель, и исключение коагуляции контактных зон между буровыми и тампонажными растворами в зоне аномально высоких пластовых давлений и температур.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение скорости растворения и удаления солевых отложений, предотвращение образования труднорастворимых эмульсий в пласте, уменьшение коррозии подземного оборудования.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к растеплению ствола в процессе эксплуатации или ремонта газовых и газоконденсатных скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых высокольдистых горных пород.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ограничений водогазопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах от 56 до 120°C.

Изобретение относится к повышению нефтеотдачи пласта. Способ микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта по четырем его вариантам включает обработку воды, предназначенной для закачки в нефтеносный пласт, для реализации микробиологической активности и добавление кислорода, способствующего микробиологического активности.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение раскрывает гидрофобный проппант и способ его получения. Гидрофобный проппант, характеризующийся тем, что включает агрегированные частицы и смолу покрытия, отвержденную на поверхности агрегированных частиц, смола покрытия содержит гидрофобную смолу и наночастицы, которые равномерно распределены в гидрофобной смоле, наночастицы составляют 5-60% относительно массы смолы покрытия, а отношение агрегированных частиц к смоле покрытия по массе составляет 60-95:3-30 и проппант имеет угол смачивания θ в диапазоне 120°≤θ≤180°.

Изобретение относится к биополимерным буровым растворам, используемым при бурении скважин, в том числе горизонтальных, наклонно-направленных, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов. Технический результат - улучшение структурно-реологических свойств биополимерного бурового раствора, повышение удерживающей и транспортирующей способности при одновременном сохранении фильтрационных свойств. Биополимерный буровой раствор содержит, мас. %: полимерный понизитель фильтрации - карбоксиметилцеллюлозу со степенью замещения 300-1300 в виде двух типов карбоксиметилцеллюлоз с различной степенью замещения в соотношении 1:1 2,4-3,2; биополимер ксантанового типа 0,2-0,5; смазочную добавку - реагент гликойл 0,5-1,0; разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий до 40,0, бактерицид 0,01-0,2; гидроксид натрия 0,01-0,06; воду - остальное. 3 з.п. ф-лы, 3 табл., 8 пр.
Настоящее изобретение относится к способу цементирования, включающему введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей невспученный перлит, цементную печную пыль, пумицит и воду, и предоставление возможности композиции схватиться. В варианте осуществления настоящего изобретения способ цементирования включает введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей цементную печную пыль, измельченный невспученный перлит, портландцемент, перемолотый с пумицитом, и воду; и предоставление возможности композиции схватиться. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение прочности при сжатии отвердевшей композиции, используемой при цементировании. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 6 пр. 6 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к обработке добывающих и нагнетательных скважин с трудноизвлекаемыми запасами нефти. В способе увеличения нефтеотдачи пласта, включающем последовательную закачку в пласт циклами не менее двух, разбитых на равные порции оторочек полимера в воде и солевого сшивающего агента в воде с буфером воды между ними, в качестве солевого сшивающего агента используют реагент АМГ и дополнительно осуществляют закачку оторочек глинистого агента в воде и оторочек реагента многофункционального действия и спирта алифатического и/или ароматического, или отхода производства, их содержащего, с обеспечением снижения межфазного натяжения в системе «нефть-вода» до 0,005 мН/м, в следующей последовательности оторочек и при следующих их составах, мас.%: 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ в воде, 3) 0,0001-20 глинистого агента в воде, 4) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1: (0,06-0,25) или 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ и 0,0001-20 глинистого агента в воде, 3) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1:0,06-0,25. Технический результат - повышение эффективности. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с высокой пластовой температурой, в том числе на поздних стадиях разработки. Реагент для нефтедобычи, содержащий порошкообразный полиакриламид - ПАА, обработанный ионизирующим облучением, содержит порошкообразный ПАА с молекулярной массой 14-25 млн. ед. и степенью гидролиза 20-30%, обработанный ионизирующим облучением дозой 3-20 кГр ускоренными электронами с энергией 5-10 МэВ в составе композиции, содержащей дополнительно 5-20 мас.% от массы ПАА стабилизатора - порошка сульфата алюминия или алюмокалиевых квасцов. Способ нефтедобычи, включающий закачку в нагнетательную скважину оторочки, содержащей водный раствор хлоридов натрия и кальция с минерализацией 4-40 г/л или пластовой воды той же минерализации и указанный выше реагент при его концентрации 0,5-2,0 мас.%. Технический результат - повышение температурного предела работоспособности реагента при сохранении простоты операций. 2 н.п. ф-лы, 4 табл., 4 пр.

Изобретение относится к антиагломерирующей композиции, предназначенной для ингибирования образования гидратов газа в жидкости, состоящей из соединений формулы (I) или (III) и полярного растворителя или смеси полярных растворителей. Где для соединений формул (I) или (III) R представляет собой по меньшей мере один насыщенный или ненасыщенный С8, С10, С12, C14, C16 и C18 алкил или алкенил, Hex представляет собой гексил, Bu представляет собой бутил, COCO представляет собой кокоамин и X- представляет собой противоион, обозначающий по меньшей мере один галогенид или карбоксилат. Также изобретение относится к способу ингибирования образования агломератов гидратов в жидкости, содержащей воду, газ и необязательно жидкие углеводороды. Технический результат заключается в разработке антиагломерирующих композиций, предназначенных для ингибирования образования агломератов гидратов в жидкости, содержащей воду, газ и, необязательно, жидкие углеводороды, где жидкость необязательно содержится в трубопроводе нефти или газа или на нефтеперерабатывающем заводе. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано при проведении ремонтных работ в скважинах с пластовым давлением равным или ниже гидростатического. Технический результат - повышение агрегативной устойчивости, термостабильности, снижение фильтрации, сокращение сроков освоения и выхода скважины на режим в послеремонтный период. Эмульсионный состав для глушения скважины включает, мас.%: газовый конденсат 30-40, сульфацелл 0,5-2,0, неонол 0,5-2,0, поливинилпирролидон 0,05-0,20, вода - остальное. 1 табл., 3 пр.

Изобретение относится к ремонтно-изоляционному тампонажному составу на основе магнезиальных вяжущих веществ и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности, в процессах бурения и ремонта нефтяных, газовых и водяных скважин. Технический результат - создание ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ, который обладает следующими качествами: контролируемость и прогнозируемость времени схватывания тампонажного камня, с точностью до минуты, в различных баротермальных условиях от минусовых (минус 5°C) температур до 180°C; предотвращение потерь прочностных характеристик во время пребывания материала в условиях обводненности, обеспечение седиментационной устойчивости раствора. Ремонтно-изоляционный тампонажный состав на основе магнезиальных вяжущих веществ, содержащий оксид магния и воду, дополнительно содержит семиводный сульфат магния, гексаметафосфат натрия и нитрилотриметилфосфоновую кислоту при следующем содержании компонентов, мас.%: оксид магния 44,71-55.56, семиводный сульфат магния 13,33-22,47, вода 29,47-35,77, гексаметафосфат натрия 0,1-2,7, нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,1-1,14. 7 ил., 1 табл.

Изобретение касается способа регулирования свойств линейного теплового расширения цементного раствора при размещении в подземной скважине, имеющей по крайней мере одну обсадную трубу, путем введения в состав цементного раствора углеродистого материала для того, чтобы коэффициент линейного расширения раствора был выше, чем у схватившегося цемента, не содержащего углеродистый материал. Изобретение также относится к применению конкретных видов указанного углеродистого материала в составе цементного расширяющегося раствора. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение адгезионных свойств полученной цементной оболочки к обсадной трубе и минимизация напряжения, возникающего в цементной оболочке. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 4 ил., 3 пр., 7 табл.

Изобретение относится к способу добычи нефти путем заводнения микроэмульсией Винзор типа III, в котором через не менее чем одну нагнетательную скважину в нефтяное месторождение закачивают предназначенный для снижения поверхностного натяжения между нефтью и водой до значений менее 0,1 мН/м водный состав, поверхностно-активных веществ, содержащий, по крайней мере, одно ионное поверхностно-активное вещество, а из месторождения через не менее чем одну эксплуатационную скважину добывают сырую нефть, отличающийся тем, что используют водный состав поверхностно-активных веществ, содержащий, по крайней мере, одно поверхностно-активное вещество общей формулы R1-O-(D)n-(B)m-(A)l-XY-M+, где R1 означает линейный или разветвленный насыщенный или ненасыщенный алифатический и/или ароматический углеводородный остаток с числом атомов углерода от восьми до тридцати, A означает этиленоксидную группу, B означает пропиленоксидную группу и D означает бутиленоксидную группу, l означает число от 0 до 99, m означает число от 0 до 99 и n означает число от 1 до 99, X означает алкильную или алкиленовую группу с числом атомов углерода от 0 до 10, M+ означает катион и Y- выбирают из группы: сульфатные группы, сульфонатные группы, карбоксилатные группы и фосфатные группы, при этом группы A, B и D могут иметь статистическое или чередующееся распределение или же они могут присутствовать в виде двух, трех, четырех или нескольких блоков в любой последовательности, сумма l+m+n лежит в пределах от 3 до 99 и содержание 1,2-бутиленоксидных групп из расчета на все количество бутиленоксидных групп составляет не менее 80%. Использованное вещество обладает особой эффективностью при его применении при заводнении с использованием поверхностно-активных веществ. 6 з.п. ф-лы, 7 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП. Шихта для изготовления магнийсиликатного проппанта, содержащая измельченную до фракции менее 8 мм смесь термообработанного серпентинита и кварцполевошпатного песка, в качестве указанного песка содержит песок Южно-Ильинского месторождения фракции менее 2 мм, состава, мас.%: диоксид кремния 90,0 - 91,0, оксид алюминия 3,3 - 3,5, оксид кальция 0,9 - 1,0, оксид железа 1,6 - 1,8, оксид калия 1,2 - 1,3, оксид натрия 0,7 - 0,8, примеси - остальное, при следующем соотношении компонентов шихты, мас.%: указанный серпентинит - 61,0 - 67,0; указанный песок - 33,0 - 39,0. Магнийсиликатный проппант получен из вышеуказанной шихты. 2 н.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл.
Наверх