Состав утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин



Состав утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин
Состав утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин

 


Владельцы патента RU 2564706:

Закрытое акционерное общество "Химеко-ГАНГ" (RU)

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.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения и консервации скважин и способам их приготовления и применения, к составам буровых растворов, жидкостей для перфорации и гравийной набивки, жидкостей для гидравлического разрыва пласта.

Известен состав [1] жидкости для глушения скважин (аналог), включающий поверхностно-активное вещество (ПАВ), хлористый калий, гидрокси-этилкарбоксиметилкрахмал, конденсированную сульфитноспиртовую барду, мел и воду при следующем соотношении компонентов, масс. %:

Поверхностно-активное вещество 0,5
Хлористый калий 5,0
Гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал 3,0-4,0
Конденсированная сульфитноспиртовая барда 0,5-1,0
Мел 3,0
Вода остальное

Недостатком данного состава является использование твердой фазы (мела) в качестве понизителя фильтрации, который может кольматировать поровое пространство коллектора, а плотность состава ограничена плотностью хлорида калия (не может превышать 1150 кг/м3).

Известен состав [2] полисахаридного геля для глушения скважин, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, борный сшиватель, диэтаноламин, четвертичные аммониевые соединения и смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ - Нефтенол ВВД, представляющий собой смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме натриевых солей или солей с три-этаноламином, в количестве 0,1-0,5 кг на 1000 л воды - основы геля, а также способ его приготовления, включающий растворение и гидратацию полисахаридного загустителя в пресной или минерализованной воде, представленной преимущественно растворами одновалентных катионов, с последующей обработкой полученного раствора полисахарида водным раствором, включающим борный сшиватель, диэтаноламин, четвертичные аммониевые соединения и смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ - Нефтенол ВВД (прототип).

Недостатком приведенного состава является то, что он не может быть успешно применен в качестве жидкости глушения скважин с высоким пластовым давлением, т.к. его плотность ограничена плотностью насыщенного раствора хлорида калия (1150 кг/м3), из-за невозможности применения для его приготовления растворов солей с многовалентными катионами.

Изобретение направлено на создание состава жидкости глушения на полисахаридной основе, обладающего повышенной плотностью (до 1570 кг/м3), а также низкой фильтрацией, что предотвратит кольматацию коллектора и позволит легко освоить скважину после проведения в ней ремонтных работ.

Результат достигается использованием в качестве полисахаридного загустителя ксантанового полимера с добавкой гидроксипропилгуара (биополимер «Биомикс Плюс») и смеси неорганических солей.

Признаками изобретения «Состав утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин и способ его приготовления» являются:

1. Минерализованная вода.

2. В качестве минерализованной воды используется раствор хлорида кальция.

3. В качестве минерализованной воды используется раствор нитрата кальция.

4. В качестве минерализованной воды используется раствор хлорида кальция и нитрата кальция.

5. Полисахаридный загуститель.

6. В качестве полисахаридного загустителя используется биополимер «Биомикс Плюс».

7. Биоцид.

8. В качестве биоцида используется биоцид «Биолан».

Признаки 1, 5 являются общими с прототипом, а признаки 2-4, 6-8 - существенными отличительными признаками изобретения.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предлагается состав утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин, содержащий минерализованную воду, полученную растворением в пресной воде минеральных солей и полисахаридный загуститель, при этом в качестве минеральных солей используется хлорид кальция и/или нитрат кальция, в качестве полисахаридного загустителя применяется Биополимер «Биомикс Плюс», а дополнительно состав содержит Биоцид «Биолан» при следующем соотношении компонентов, масс. %:

Биоцид «Биолан» 0,001-0,010
Полисахаридный загуститель
Биополимер «Биомикс Плюс» 0,3-1,5
Хлорид кальция 0,0-35,0
Нитрат кальция 0,0-60,0
Пресная вода остальное

Для исследований использовались:

1. Вода пресная.

2. Минеральные соли:

- хлористый кальций, ГОСТ 450-77;

- нитрат кальция, ТУ У6-13441912.004-99;

- хлорид калия, ГОСТ 4568-95.

3. Полисахаридный загуститель:

- Биополимер «Биомикс Плюс», ТУ 2499-075-54651030-2010, представляющий собой ксантановый биополимер с добавкой гидроксипропилгуара.

4. Биоцид «Биолан», ТУ 2458-008-54651030-2005, представляющий собой водноспиртовый раствор продукта бромирования нитрила малоновой кислоты с массовой долей основного вещества в пределах 15-17%.

5. Сшиватель - тетраборат натрия десятиводный, ГОСТ 4199-76.

6. Диэтаноламин (ч), ТУ 6-09-2652-91.

7. Гидрофобизатор Нефтенол ГФ, ТУ 2484-035-17197708-97, представляющий собой водный раствор четвертичных аммониевых солей - продуктов конденсации третичных аминов и бензилхлорида.

8. Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, ТУ 2483-015-17197708-97, представляющий собой смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме натриевых солей или солей с триэтаноламином.

Примеры приготовления утяжеленной полисахаридной жидкости в лабораторных условиях:

Пример 1

Готовится 996,99 г минерализованной воды плотностью 1,5700 г/см3, из расчета 600,0 г (60,0 масс. %) Ca(NO3)2 в 396,99 г (39,699 масс. %) пресной воды. В полученный раствор при перемешивании на лопастной мешалке одновременно вводится 0,01 г (0,001 масс. %) биоцида «Биолан» и 3,0 г (0,3 масс. %) биополимера «Биомикс Плюс», после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации биополимера «Биомикс Плюс».

Пример 2

Готовится 994,98 г минерализованной воды плотностью 1,2370 г/см3, из расчета 300,0 г (30,0 масс. %) Ca(NO3)2 в 694,98 г (69,498 масс. %) пресной воды. В полученный раствор при перемешивании на лопастной мешалке одновременно вводится 0,02 г (0,002 масс. %) биоцида «Биолан» и 5,0 г (0,5 масс. %) биополимера «Биомикс Плюс», после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации биополимера «Биомикс Плюс».

Пример 3

Готовится 989,95 г минерализованной воды плотностью 1,4500 г/см3, из расчета 200,0 г (20,0 масс. %) CaCl2 и 300,0 г (30,0 масс. %) Ca(NO3)2 в 489,95 г (48,995 масс. %) пресной воды. В полученный раствор при перемешивании на лопастной мешалке одновременно вводится 0,05 г (0,005 масс. %) биоцида «Биолан» и 10,0 г (1,0 масс. %) биополимера «Биомикс Плюс», после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации биополимера «Биомикс Плюс».

Пример 4

Готовится 992,97 г минерализованной воды плотностью 1,1530 г/см3, из расчета 175,0 г (17,5 масс. %) CaCl2 в 817,97 г (81,797 масс. %) пресной воды. В полученный раствор при перемешивании на лопастной мешалке одновременно вводится 0,03 г (0,003 масс. %) биоцида «Биолан» и 7,0 г (0,7 масс. %) биополимера «Биомикс Плюс», после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации биополимера «Биомикс Плюс».

Пример 5

Готовится 984,9 г минерализованной воды плотностью 1,2700 г/см3, из расчета 350,0 г (35,0 масс. %) CaCl2 в 634,9 г (63,49 масс. %) пресной воды. В полученный раствор при перемешивании на лопастной мешалке одновременно вводится 0,1 г (0,01 масс. %) биоцида «Биолан» и 15,0 г (1,5 масс. %) биополимера «Биомикс Плюс», после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации биополимера «Биомикс Плюс».

Пример 6 (прототип)

Готовится 1150 г минерализованной воды плотностью 1,1500 г/см3, из расчета 255,3 г KCl на 894,7 г пресной воды.

В полученный раствор при перемешивании на лопастной мешалке вводится 4,0 г гидроксипропилгуара, после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации полисахарида, а затем, не прекращая перемешивания, последовательно вводится 0,5 г гидрофобизатора Нефтенола ГФ, 0,2 г диэтаноламина и 0,4 г десятиводного тетрабората натрия в растворе глицерина, после чего полученный гель перемешивается еще в течение 1÷2 минут до полной сшивки.

Количество минеральных солей в составе определяется необходимой плотностью состава и максимальной растворимостью хлорида кальция, а в случае применения нитрата кальция вязкостью полученного раствора.

Количество биополимера «Биомикс Плюс» определяется необходимой вязкостью жидкости глушения.

Количество биоцида «Биолан» определяется способностью, в предлагаемом диапазоне концентраций, препятствовать бактериальному заражению состава.

На фильтр-прессе высокого давления и температуры (FANN) исследовалась фильтрация полученных составов при температуре 80°C и давлении 100 psi. Также исследовалась эффективная вязкость составов на вискозиметре Farm 35 при температурах 25°C и 80°C.

В таблице 2 представлены результаты проведенных исследований.

Из таблицы следует, что предлагаемый состав обладает более низкой фильтратоотдачей и более высокой эффективной вязкостью в сравнении с прототипом.

Для приготовления утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин в полевых условиях используется следующее нефтепромысловое оборудование:

- цементировочный агрегат ЦА-320 (1 шт. )*;

- ППУ;

- автоцистерна на 6-8 м3 (1 шт. )*;

- эжектор для введения реагентов.

*) Цементировочный агрегат и автоцистерну может заменить кислотник (агрегат СИН-32).

В случае, если для приготовления утяжеленной полисахаридной жидкости используется хлорид кальция:

- в автоцистерну загружается приготовленный заранее на солерастворном узле раствор хлористого кальция необходимой плотности, раствор при помощи ППУ подогревается до 20-30°С, затем в него при перемешивании с помощью ЦА-320 через эжектор равномерно за один цикл перемешивания одновременно вводятся расчетные количества биоцида «Биолан», полисахаридного загустителя биополимер «Биомикс Плюс».

В случае, если для приготовления утяжеленной полисахаридной жидкости за основу берется раствор нитрата кальция:

- в автоцистерну загружается приготовленный заранее на солерастворном узле раствор нитрата кальция необходимой плотности, раствор при помощи ППУ подогревается до 20-30°C, затем в него при перемешивании с помощью ЦА-320 через эжектор равномерно за один цикл перемешивания одновременно вводятся расчетные количества биоцида «Биолан» и полисахаридного загустителя биополимер «Биомикс Плюс».

В случае, если для приготовления утяжеленной полисахаридной жидкости используется хлорид и нитрат кальция:

- в автоцистерну загружается приготовленный заранее на солерастворном узле раствор хлористого кальция необходимой плотности, раствор при помощи ППУ подогревается до 20-30°С, затем в него при перемешивании с помощью ЦА-320 через эжектор равномерно за один цикл перемешивания одновременно вводятся расчетные количества биоцида «Биолан», полисахаридного загустителя биополимер «Биомикс Плюс» и нитрата кальция.

После введения реагентов полученный раствор тщательно перемешивается до однородности.

Возможно применять несколько вариантов глушения:

- с полной заменой скважинной жидкости на утяжеленную полисахаридную жидкость глушения;

- с заменой скважинной жидкости на утяжеленную полисахаридную жидкость глушения на 200-300 метров выше интервала перфорации, а выше - на пластовую, или минерализованную воду.

При полной замене жидкости на утяжеленную полисахаридную жидкость глушения технология глушения аналогична технологии с использованием водных систем и отличается тем, что не возникает поглощений продуктивным пластом. Поэтому расход утяжеленной полисахаридной жидкости глушения не превышает объем ствола скважины.

При комбинированной замене скважинной жидкости расход утяжеленной полисахаридной жидкости глушения в 3-4 раза меньше, чем при полной замене. Объем утяжеленной полисахаридной жидкости глушения определяется расчетным путем с учетом объема зумпфа и оставлением стакана, перекрывающего интервал перфорации на 100-200 м.

Необходимое условие данной технологии - плотность утяжеленной полисахаридной жидкости глушения должна превышать на 20-50 кг/м3 плотность основной жидкости глушения (солевого раствора).

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный состав жидкости повышенной плотности для глушения скважин и способ его приготовления.

Источники информации

1. Патент РФ №2183735, Е21В 43/12 - аналог.

2. Патент РФ №2173772, Е 21В 43/26 - прототип.

Состав полисахаридного геля для глушения скважин, содержащий минерализованную воду, полученную растворением в пресной воде минеральных солей, и полисахаридный загуститель, отличающийся тем, что он 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
Полисахаридный загуститель -
биополимер «Биомикс Плюс» 0,3-1,5
Хлорид кальция 0,0-35,0
Нитрат кальция 0,0-60,0
Пресная вода остальное



 

Похожие патенты:

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.

Изобретение относится к составам для предотвращения неорганических отложений и может быть использовано в нефтяной и теплоэнергетической промышленности для предотвращения солеотложений в водных системах.

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.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора в процессе строительства скважины.

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.

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%.

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 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.

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.

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.

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 стабилизации подземной формации, содержащей гидрофильные минералы, посредством способов, включающих введение жидкости переднего фронта, содержащей первую водную базовую жидкость и раствор первого стабилизатора глины, где первый стабилизатор глины присутствует в первой водной базовой жидкости в первой концентрации, затем введение обрабатывающей жидкости, содержащей вторую водную базовую жидкость и раствор второго стабилизатора глины, где второй стабилизатор глины присутствует во второй водной базовой жидкости во второй концентрации, где первая концентрация раствора стабилизатора глины выше, чем вторая концентрация раствора стабилизатора глины. При этом первый стабилизатор глины и второй стабилизатор глины каждый независимо представляет собой по меньшей мере одно из следующих веществ: полимера, растворимого органического стабилизирующего соединения и любой их комбинации. Осуществление способов приводит к стабилизации глин против набухания и миграции тонкодисперсных пород, которая обеспечивается на более глубоком уровне в подземной формации, при уменьшении общей концентрации стабилизирующих компонентов. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам установки временных мостов в горизонтальных скважинах. Способ установки легкоразрушаемого цементного моста в горизонтальной скважине включает спуск в горизонтальную скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ до интервала установки моста, закачку по колонне НКТ в интервал установки моста цементного раствора и мела, а также буферной жидкости, разрушение моста после проведения ремонтных работ раствором соляной кислоты. В качестве цементного раствора используют облегченный тампонажный раствор плотностью 1270-1410 кг/м3 на основе седиментационно-устойчивого тампонажного материала - СУТМ при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.: СУТМ 29,2-49,3, мел 9,8-23,4, вода остальное. В качестве буферной жидкости используют глинистый раствор на основе бентонитового глинопорошка плотностью 1130 кг/м, который закачивают до и после закачки облегченного тампонажного раствора в объеме не более 25% от объема облегченного тампонажного раствора, причем для разрушения моста из облегченного тампонажного раствора используют 12%-ную ингибированную соляную кислоту, которую закачивают в горизонтальную скважину в объеме колонны НКТ, производят технологическую выдержку для разрушения моста в течение 8 ч, после чего промывкой удаляют продукты реакции из горизонтальной скважины. Технический результат - повышение герметичности при установке моста в горизонтальной скважине, повышение прочности устанавливаемого моста. 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам установки временных мостов в горизонтальных скважинах. Способ установки легкоразрушаемого цементного моста в горизонтальной скважине включает спуск в горизонтальную скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - до интервала установки моста, закачку по колонне НКТ в интервал установки моста цементного раствора и мела, а также буферной жидкости, разрушение моста после проведения ремонтных работ раствором соляной кислоты. В качестве цементного раствора используют облегченный тампонажный раствор плотностью 1270-1410 кг/м3 на основе седиментационно-устойчивого тампонажного материала - СУТМ - при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.: СУТМ 29,2-49,3, мел 9,8-23,4, вода - остальное, причем в качестве буферной жидкости используют технологический раствор на основе ксантанового полимера плотностью 1010-1600 кг/м3, который закачивают до и после закачки облегченного тампонажного раствора в объеме не более 30% от объема облегченного тампонажного раствора, причем для разрушения моста из облегченного тампонажного раствора в горизонтальную скважину спускают колонну НКТ с гидромониторной насадкой и осуществляют гидромониторное воздействие на мост 12%-ной ингибированной соляной кислотой с вращением и осевым перемещением колонны НКТ с устья скважины, после чего промывкой удаляют продукты реакции из горизонтальной скважины. Технический результат - осуществление герметичной установки моста в горизонтальной скважине, повышение прочности устанавливаемого моста. 3 табл.
Изобретение относится к проппантам для гидравлического разрыва пласта - ГРП. Проппант для жидкости обработки скважин включает дискретные частицы подложки, такой как песок, покрытый смолой, содержащей продукт реакции Майяра между углеводами и соединением амина и/или аммония. Жидкость для ГРП, содержащая суспензию жидкости-носителя и проппанта, указанного выше. Способ стимулирования добычи сырой нефти из подземного пласта, включающий введение указанной выше жидкости в пласт. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности обработки пласта. 3 н. и 34 з.п. ф-лы, 5 пр.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте. Способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку по колонне труб в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин и их продавку в трещину пласта. В качестве крепителя трещин применяют проппант. Концентрацию проппанта в жидкости разрыва постепенно увеличивают от 200 до 1000 кг/м3. По окончании закачки в колонну труб гелированной жидкости разрыва с проппантом в колонну труб закачивают химический реагент, представляющий смесь раствора карбамида CO(NH2)2 с добавлением раствора энзима уреазы и раствора нитрата кальция Ca(NO3)2 в пропорции 0,7:0,1:0,2, причем объем закачиваемого реагента определяют по математической формуле с учетом объема закачиваемого реагента, мощности пласта, вскрытого перфорацией, пористости пласта и радиуса крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта, а также учитывают приемистость пласта, подлежащего ГРП. После чего производят продавку реагента в пласт технологической жидкостью в полуторакратном объеме колонны труб, осуществляют технологическую выдержку в течение 24 ч, распакеровывают пакер, извлекают его и колонну труб на поверхность. Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность ГРП за счет исключения выноса проппанта из призабойной зоны пласта в ствол скважины, повысить качество крепления призабойной зоны пласта, а также повысить проводимости трещины за счет равномерного распределения проппанта в трещине в призабойной зоне пласта. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для предотвращения отложения асфальтенов, смол и парафинов, и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти. Состав содержит в мас.%: неионогенное поверхностно-активное вещество - 1,0-20,0, моноэтаноламин - 0,5-7,0, производное сульфоновой кислоты - 1,0-20,0, метанол - 0,5-95,0, ароматический растворитель - остальное. Состав обладает высокой растворяющей, диспергирующей и моющей активностью по отношению к асфальтено-смоло-парафиновым отложениям различного типа и деэмульгирующим эффектом. 4 табл., 19 пр.
Настоящее изобретение относится к способу цементирования в подземном пласте, включающему обеспечение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду и добавку, замедляющую схватывание, при этом способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости может сохранять удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; добавление в способную к схватыванию композицию с увеличенным временем сохранения прокачиваемости ускорителя схватывания цемента в количестве 0,1-4 мас.%, причем ускоритель содержит по меньшей мере две добавки из группы: хлористый кальций, формиат цинка, ацетат кальция; введение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в ствол скважины; предоставление способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости возможности схватиться. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 10 з.п. ф-лы, 27 пр., 27 табл.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - улучшение структурно-реологических показателей раствора: повышение динамического напряжения сдвига и статического напряжения сдвига, снижение пластической вязкости. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 2-5,46; полимер хлорида диаллилдиметиламмония Полидадмах 3-5; сульфат алюминия Al2(SO4)3·18H2O 0,5-6; каустическую соду 0,18-2,16; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - улучшение структурно-реологических показателей раствора - пластической вязкости и динамического напряжения сдвига, управление показателем фильтрации. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 2-5,46; Полидадмах 7-15; сульфат алюминия 0,2-0,5; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.
Наверх