Эмульсионный состав для глушения скважин

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 нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эмульсионным составам для глушения скважин, и может быть использован при проведении ремонтных работ в скважинах с пластовым давлением равным или ниже гидростатического, в том числе и при содержании кислых газов, например сероводорода.

Анализ существующего уровня техники показал следующее:

- известна жидкость для глушения газовых скважин, об %:

Газовый конденсат 60-70
Вторичные алкилсульфаты 0,30-1,00
4-фенил-1,3-диоксан 0,45-0,90
КМЦ-500 0,35-0,82
Вода остальное,

(а.с. СССР №975773 от 17.03.1980 г. по кл. C09K 7/02, опубл. 23.11.1982 г.).

Недостатком указанной жидкости является следующее: согласно приведенным показателям данная жидкость глушения - эмульсия характеризуется невысокими показателями температуры начала разложения 58-64°C, что не позволит использовать ее в условиях высоких пластовых температур. Содержание газового конденсата в указанном количестве увеличивает длительность процесса приготовления, повышает риск пожаро- и взрывоопасности в процессе ее приготовления. В промысловых условиях при наличии кислых газов ингредиентный состав не обеспечит защиту подземного оборудования, которые приводят к водородному охрупчиванию подземного оборудования;

- известна жидкость для глушения скважин, рецептура которой имеет следующее соотношение ингредиентов, мас. %:

Газовый конденсат 10,0-15,0
Глицерин 15,0-20,0
Хлористый калий 3,6-5,0
Сульфацелл 2,0-5,0
Феррохромлигносульфонат 1,0-2,0
Дисолван 0,5-2,5
Вода 59,0-61,5,

(патент РФ №2460753 от 01.04.2011 по кл. C09K 8/42, опубл. 10.09.2012 г.).

Недостатками известной жидкости глушения является следующее. Как следует из описания к патенту, наилучшие параметры имеет состав №3. Однако состав характеризуется высокими показателями плотности - 1010 кг/м3. При использовании данной жидкости в скважинах с пластовым давлением ниже или равным гидростатическому будет происходить поглощение жидкости продуктивным пластом, что отрицательно влияет на сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта, снизит добывные возможности скважин, а также увеличит сроки освоения скважин и выход их на режим в послеремонтный период. Высокое содержание в жидкости глушения полисахарида Сульфацелла в количестве 2,0-5,0 мас.% приводит к резкому увеличению условной вязкости - 144 с, что способствует снижению подвижности жидкости и может создать сложности при проведении работ в скважине, ухудшится ее прокачивание насосом и требуется дополнительное оборудование. Взаимным влиянием ингредиентов, входящих в рецептуру данной жидкости, объясняется проникновение водной фазы жидкости в пласт (показатель фильтрации 1,7 см3/30 мин), что способствует разрушению призабойной зоны пласта вследствие размыва фильтратом цементирующего материала слагающих коллектор пород. Проникая на значительные расстояния, такая жидкость блокирует поры коллектора, особенно в местах контакта с пластовыми водами, вызывая тем самым серьезные трудности при освоении скважин, кольматацию пласта, нарушение коллекторских свойств продуктивного пласта.

Использование жидкости в указанном качественном и количественном соотношении не обеспечивает ее агрегативной устойчивости Вышесказанное не приведет к высокой эффективности при использовании данной жидкости в условиях АНПД. В промысловых условиях при наличии кислых газов ингредиентный состав не обеспечит защиту подземного оборудования и приведет к водородному охрупчиванию данного оборудования.

Технический результат, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, состоит в получении агрегативно-устойчивого эмульсионного состава для глушения скважин с диапазоном плотностей 860-980 кг/м3, термостабильного при температуре до 140°C, имеющего нулевые значения показателя фильтрации, улучшенные структурно-реологические свойства, способствующего защите подземного оборудования от водородного охрупчивания, а также сокращению сроков освоения и выхода скважины на режим в послеремонтный период, уменьшающего риска пожароопасности условий проведения ремонтных работ.

Технический результат достигается с помощью предлагаемого эмульсионного состава для глушения скважины, включающего газовый конденсат, сульфацелл, поверхностно-активное вещество и воду, который дополнительно содержит поливинилпирролидон, а в качестве поверхностно-активного вещества - неонол при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

Газовый конденсат 30-40
Сульфацелл 0,5-2,0
Неонол 0,5-2,0
Поливинилпирролидон 0,05-0,20
Вода остальное

Для приготовления эмульсионного состава используют газовый конденсат, стабильный по ГОСТ Р 54389-2011, Сульфацелл по ТУ 2231-013-32957739-01; Поливинилпирролидон по ФС 42-1194-98, серия 039012001, Неонол АФ 9-9, Неонол АФ 9-10, Неонол АФБ-10, Неонол АФ 9-12, Неонол АФБ-12 по ТУ 2483-077-05766801-98. Действие неонолов в составе - равнозначно.

Совместное применение в рецептуре предлагаемого эмульсионного состава ингредиентов в указанном соотношении обеспечивает достижение заявляемого технического результата.

В процессе глушения газовых и газоконденсатных скважин с пластовым давлением ниже или равным гидростатического происходит интенсивное нарушение коллекторских свойств продуктивного пласта, снижение производительности скважин. Существует ряд требований, предъявляемых к составам для глушения скважин, а к основным относятся нижеследующие: технологические свойства составов должны быть регулируемыми в широких пределах горно-геологических условий эксплуатации скважин, обеспечение максимального сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта, в условиях аномально низких пластовых давлений или равных гидростатическому плотность состава должна быть достаточной для обеспечения необходимого противодавления на пласт. Вышеуказанным требованиям наиболее полно отвечает заявляемый эмульсионный состав. Необходимые свойства эмульсионного состава обусловлены взаимным влиянием ингредиентов друг на друга.

Дисперсионной средой в эмульсионном составе является вода, дисперсной фазой - газовый конденсат. Нерастворимый в воде газовый конденсат диспергируется в водном растворе поверхностно-активного вещества и образующиеся при этом коллоидные комплексы создают адсорбционные слои. В целом процесс образования эмульсии заключается в диспергировании газового конденсата, распределении его глобул в водной среде и стабилизации образующейся эмульсии типа масло/вода. Использование в рецептуре заявляемого эмульсионного состава ингредиентов, характеризующихся наличием в их составе химически активных функциональных групп - гидроксильных (OH), карбонильных (C=O) и окси (-O-)групп, объясняет взаимное влияние ингредиентов - сульфацелла, поливинилпирролидона, неонола, их синергетическое действие в данном составе. Это объясняется разнообразием химического взаимодействия между ингредиентами состава, обладающими поверхностно-активными свойствами и имеющими активные центры, что обеспечивает ему повышенную вязкость и прочность. Таким образом, синергетический эффект взаимодействия ингредиентов проявляется в повышении агрегативной устойчивости системы. В результате взаимодействия ингредиентов в указанном количественном соотношении состав имеет регулируемые в широких пределах реологические свойства, термостабилен, имеет низкую плотностью, что стало возможным благодаря использованию в качестве дисперсной фазы газового конденсата, в качестве эмульгатора выступает поливинилпирролидон, в качестве стабилизатора - сульфацелл.

Сульфацелл легко растворяется в воде, образуя растворы различной вязкости. Это универсальное водоудерживающее средство, реологический модификатор высокодисперсных материалов, реагент - стабилизатор, обладает загущающими и пластифицирующими свойствами. Поливинилпирролидон - это водорастворимый полиэлектролит, имеет достаточно рыхлую упаковку молекулярных цепей, что обеспечивает благоприятные условия для роста кристаллов адсорбционных оболочек на его поверхностях. Он имеет выраженную способность образовывать комплексы, тем самым повышая их гидрофильность. Благодаря межмолекулярным силам, возникающим между группами атомов, используемых в составе ингредиентов, все цепные молекулы их связаны в единую систему. Таким образом, составу обеспечиваются необходимые механические свойства. Молекулы сульфацелла и поливинилпирролидона включают в свою цепочку как гидрофильные (функциональные), так и гидрофобные (углеводные и углеводородные группы) и гидратация их протекает подобно молекулам дефильных веществ лишь частично. Таким образом, молекулы реагентов гидратируются в воде не полностью, а лишь на опредлеленных участках. Число молекул воды, составляющих гидратационную оболочку, обычно не велико, но объем гидратируемых ионов по сравнению с негидратируемыми резко возрастает. Наличие негидратируемых ионов вызывает неравномерную плотность упаковки молекул воды в объеме гидратационной оболочки. Высокая плотность первых слоев постепенно диффузно снижается к периферии. Воду гидратационных оболочек иначе называют связанной. Указанное обеспечивает улучшенные структурно-реологических свойств состава, а именно условной вязкости, статического напряжения сдвига.

Состав имеет нулевые значения показателя фильтрации. В результате обеспечивается сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, сокращаются сроки освоения и выхода скважины на режим в послеремонтный период.

Поливинилпирролидон - это водорастворимый полиэлектролит, имеет достаточно рыхлую упаковку молекулярных цепей, что обеспечивает благоприятные условия для роста кристаллов адсобционных оболочек на его поверхностях. Он имеет выраженную способность образовывать комплексы с различными веществами, тем самым повышая их гидрофильность. Поливинилпирролидон выступает как связующее вещество, которое при заполнении межчастичных пространств увеличивает плотность контактирующих поверхностей. Использование в эмульсионном составе поливинилпирролидона придает ему тиксотропные свойства (разрыв контактов, образующих структуру системы с последующим обратным их восстановлением). Макромолекулы поливинилпирролидона образуют новые водородные связи с водой и создают прочную структуру эмульсии. Сульфацелл, гидроксильные группы которого образуют водородные связи с карбонильными группами в мономерных звеньях поливинилпирролидона, образуют смешанные аморфные структурные комплексы. В результате этого взаимодействия вода находится в связанном состоянии. Кроме того, в результате проведенных исследований было установлено, что поливинилпирролидон придает составу способность защитить подземное оборудование от водородного охрупчивания в условиях воздействия сероводорода. В основе механизма взаимодействия поливинилпирролидона с кислыми газами - образование водородной связи между карбонильной группой в мономерных звеньях поливинилпирролидона и образующимися в растворе ионами водорода. Имеющиеся в кислой среде ионы водорода захватываются поливинилпирролидоном и поэтому не могут восстанавливаться в катодной зоне до атомов водорода, которые могли бы растворяться в стали и вызывать водородное охрупчивание подземного оборудования. За счет простоты приготовления состава в промысловых условиях, возможности его повторного использования обеспечивается высокая технологичность состава и его экономическая целесообразность.

Данные об ингредиентном составе и свойствах исследованных эмульсионных составов для глушения скважин приведены в таблице.

Контроль технологических параметров приготовленных составов осуществляют в соответствии с РД 39-00147001-773-2004 Методика контроля параметров буровых растворов. Испытание предлагаемого состава проводят в соответствии с РД 39-31-574-81 Методика определения коррозионной агрессивности и оценки совместимости с ингибиторами коррозии химреагентов, применяемых в нефтедобыче, Методические указания по испытанию ингибиторов коррозии для газовой промышленности, ГОСТ 1579-93 Проволока. Метод испытания на перегиб, ГОСТ 17305-94 Проволока из углеродистой конструкционной стали. Технические условия.

Оценку водородного охрупчивания проводят по величине остаточной пластичности. Используют проволочные образцы диаметром 3,5 мм из проволоки СВ08А. Величину остаточной пластичности определяют по формуле Q=n·100/n0,

где Q - величина остаточной пластичности, %;

n - число гибов проволочных образцов после испытания;

n0 - исходное число гибов.

Содержание в эмульсионном составе сульфацелла в количестве менее 0,5 мас.%, газового конденсата менее 30 мас.%, неонола менее 0,5 мас.%, поливинилпирролидона менее 0,05 мас.%. отрицательно влияет на структурно-реологические свойства: происходит снижение условной вязкости, увеличение показателя фильтрации и снижение устойчивости.

Содержание в эмульсионном составе сульфацелла в количестве более 2,0 мас.%, газового конденсата более 40 мас.%, неонола более 2,0 мас.%, поливинилпирролидона более 0,20 мас.% нецелесообразно, так как происходит увеличение условной вязкости, плотности состава и статического напряжения сдвига.

Таким образом, согласно вышесказанному предлагаемая совокупность существенных признаков обеспечивает достижение заявляемого технического результата.

Не выявлен, по имеющимся источникам известности технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату.

Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами.

Примеры (лабораторные).

Пример №1. Для приготовления 1000 г эмульсионного состава в 689,5 мл (68,95 мас.%) воды растворяют 5 г (0,5 мас.%) сульфацелла, добавляют 0,05 г (0,05 мас.%) поливинилпирролидона, далее перемешивают до образования однородного раствора, затем вводят 4,8 мл неонола (p=1046 кг/м3), что составляет 0, 5 мас.%, 411 мл газового конденсата (p=730 кг/м3), что составляет 30 мас.%. Далее перемешивают до получения стабильной эмульсии. Определяют свойства эмульсионного состава.

Свойства: Условная вязкость УВ=60 с, плотность ρ=860 кг/м3, показатель фильтрации Ф через 30 минут равняется нулю, статическое напряжение сдвига через 1 мин/10 мин CHC1/10=0/0 дПа, термостабильность до 140°C.

Результаты исследований эмульсионного состава после воздействия сероводорода.

Свойства: УВ=65 с, ρ=865 кг/м3, Ф через 30 минут равняется нулю, CHC1/10=0/0 дПа, термостабильность до 140°C, стабильный, остаточная пластичность Q=100%.

Пример №2. Готовят 100 г эмульсионного состава, г/мас. %:

Газовый конденсат 400/40 (что составляет
548 мл р=730 кг/м3)
Сульфацелл 20/2,0
Неонол 20/2,0 (что составляет
19,12 мл р=1046 кг/м3)
Поливинилпирролидон 2/0,2
Вода 558/55,8.

Проводят все операции как указано в примере 1.

Свойства: УВ=102 с, ρ=900 кг/м3, Ф=0,2 дПа, CHC1/10=2/3 дПа, термостабильность до 140°C, Q=100%.

Результаты исследований эмульсионного состава после воздействия сероводорода.

Свойства: УВ=105 с, ρ=910 кг/м3, Ф через 30 минут равняется нулю, CHC1/10=2/3 дПа, термостабильность до 140°C, стабильный, остаточная пластичность Q=100%.

Пример №3. Готовят 100 г эмульсионного состава, г/мас. %:

Газовый конденсат 350/35 (что составляет
479,5 мл p=730 кг/м3)
Сульфацелл 10/1,0
Неонол 10/1,0 (что составляет
9,6 мл p=1046 кг/м3)
Поливинилпирролидон 0,7/0,07
Вода 629,3/62,93.

Проводят все операции как указано в примере 1.

Результаты исследований эмульсионного состава после воздействия сероводорода.

Свойства: УВ=72 с, ρ=875 кг/м3, Ф=0, CHC1/10=1/2 дПа, термостабильность до 140°C, Q=100%.

Результаты исследований эмульсионного состава после воздействия сероводорода.

Свойства: УВ=75 с, ρ=880 кг/м3, Ф через 30 минут равняется нулю, CHC1/10=1/2 дПа, термостабильность до 140°C, стабильный, остаточная пластичность Q=100%.

Эмульсионный состав для глушения скважин, включающий газовый конденсат, сульфацелл, поверхностно-активное вещество и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит поливинилпирролидон, а в качестве поверхностно-активного вещества - неонол при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

Газовый конденсат 30-40
Сульфацелл 0,5-2,0
Неонол 0,5-2,0
Поливинилпирролидон 0,05-0,20
Вода остальное



 

Похожие патенты:

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.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с высокой пластовой температурой, в том числе на поздних стадиях разработки.

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.
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.

Изобретение относится к биополимерным буровым растворам, используемым при бурении скважин, в том числе горизонтальных, наклонно-направленных, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов.

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.

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 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.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора в процессе строительства скважины. Технический результат - повышение эффективности способа бурения скважин, осложненных поглощающими горизонтами, при одновременном снижении материальных и временных затрат и обеспечении непрерывности процесса. Способ бурения скважин, осложненных поглощающими горизонтами, включает циркулирование пресного или минерализованного водного бурового раствора в стволе скважины, введение в него добавки, включающей высококоллоидальную глину и эфир целлюлозы, и последующее генерирование афронов посредством введения в буровой раствор афронобразующего поверхностно-активного вещества ПАВ. В качестве добавки используют в количестве не менее 1,2 мас.% от массы бурового раствора афронстабилизирующий комплекс, обеспечивающий десятисекундное статическое напряжение сдвига образующегося бурового раствора, по меньшей мере 25,5 дПа, и содержащий указанный эфир целлюлозы, щелочную добавку Синтал БТ - продукт модификации жирных кислот калиевой щелочью и неионогенным ПАВ, и высококоллоидальную глину - палыгорскитовый глинопорошок, при следующем их массовом соотношении как (1÷2):(1÷2):(7,5÷20) соответственно. В качестве афронобразующего ПАВ используют для пресного бурового раствора ПАВ на основе сложных эфиров жирных кислот растительных масел, или альфа-олефинсульфонат натрия, или протеиновый пенообразователь, а для минерализованного бурового раствора - оксиэтилированные моноалкилфенолы или оксиэтилированные высшие жирные спирты в количестве 0,05-0,6 мас.% от массы бурового раствора. 3 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции и ограничения водопритока в скважины, и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах. Состав содержит, мас.%: карбамидоформальдегидная смола 50,0-95,0, сополимеризатор 4,5 - 45,0, растворитель 0,5 - 20,0 и инициатор полимеризации 0,5-3,0. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности изоляции водопритока, улучшение изолирующих и упругодеформационных свойств, увеличение контролируемости процесса закачки состава в скважину, расширение температурного диапазона применения состава. 3 з.п. ф-лы, 2 табл., 20 пр.

Изобретение относится к составам для предотвращения неорганических отложений и может быть использовано в нефтяной и теплоэнергетической промышленности для предотвращения солеотложений в водных системах. Состав имеет следующий компонентный состав, в мас.%: оксиэтилидендифосфоновая кислота - 5,0-25,0, 2-фосфонобутан-1,2,4-трикарбоновая кислота - 5,0-25,0, моноэтаноламин или смесь моноэтаноламина и гидроокиси аммония - 5,0-20,0, метиловый спирт - 10-45, углеводородная фракция низкокипящих производства поликарбонатов - смесь низших спиртов - 20,0-45,0, вода - остальное. Состав является эффективным для ингибирования солеотложений сложного состава и обладает защитой от коррозии. 1 табл., 21 пр.

Изобретение относится к использованию биоцидов при эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Способ подавления бактериального заражения в жидкости для гидроразрыва пласта, включающий добавление определенного количества перуксусной кислоты, достаточного для подавления роста бактерий, в жидкость для гидроразрыва пласта, включающую воду, по крайней мере, один полимерный загуститель, по крайней мере, один расклинивающий агент, включает также добавление по крайней мере одного поглотителя кислорода, вводимого до перуксусной кислоты. Способ подавления бактериального заражения в балластной воде, включающий закачивание воды в балластную цистерну морской буровой установки, добавление в воду определенного количества перуксусной кислоты, достаточного для подавления роста бактерий, включает добавление по крайней мере одного поглотителя кислорода, вводимого в воду до перуксусной кислоты. Технический результат - повышение эффективности способа. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения скважин. Состав полисахаридного геля для глушения скважин, содержащий минерализованную воду, полученную растворением в пресной воде минеральных солей, и полисахаридный загуститель, содержит в качестве минеральной соли хлорид кальция и/или нитрат кальция, в качестве полисахаридного загустителя - биополимер «Биомикс Плюс» и дополнительно биоцид «Биолан» при следующем соотношении компонентов, масс. %: биоцид «Биолан» 0,001-0,010, биополимер «Биомикс Плюс» 0,3-1,5, хлорид кальция 0,0-35,0, нитрат кальция 0,0-60,0, пресная вода - остальное. Технический результат - повышение плотности, снижение фильтрации. 6 пр., 2 табл.

Группа изобретений относится к герметизирующим композициям, включающим биутан, и к способам применения таких композиций в подземных операциях. Способ герметизирования подземной формации включает получение герметизирующей композиции, содержащей водную текучую среду, диутановый состав по меньшей мере одну гелевую систему. При этом по меньшей мере одна гелевая композиция включает полиэтилениминовый сшивающий агент и предотвращающий утечку материал. Причем диутановый состав содержит неосветленный диутан, осветленный диутан и любое их сочетание или производное. Предотвращающий утечку материал содержит по меньшей мере один микроизмельченный материал, по меньшей мере один водорастворимый гидрофобно модифицированный полимер и их сочетания. Вводят герметизирующую композицию в буровую скважину, проходящую сквозь подземное формирование. Формируют заглушку из герметизирующей композиции. Техническим результатом является усовершенствование герметизирующей композиции. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 3 пр., 3 табл., 3 ил.

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.

Наверх