Способ получения реагентов для обработки буровых растворов

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в производстве буровых реагентов. Технический результат - улучшение разжижающих свойств реагента в минерализованных буровых растворах, повышение термостабильности реагента до 190°C. В способе получения реагентов для обработки буровых растворов путем окисления лигносульфонатов соединениями шестивалентного хрома в кислой среде, взаимодействия образующегося хромлигносульфоната с сульфатом железом и фосфорсодержащим модифицирующим агентом, подщелачивания гидроксидом натрия и высушивания в качестве фосфорсодержащего модифицирующего агента используют аминотриметиленфосфоновую кислоту, взятую в количестве 10-12 мас. ч. по отношению к лигносульфонату, в раствор лигносульфоната натрия вводят сульфат железа двухвалентный в виде сухого порошка, выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1 часа при температуре 30-40°C. Затем вводят бихромат натрия в виде водного раствора, выдерживают при перемешивании в течение 1 часа при температуре 30-40°C. Затем вводят модифицирующий агент - аминотриметиленфосфоновую кислоту в виде водного раствора, выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1 часа при температуре 30-40°C. Затем смесь нейтрализуют каустической содой до pH 4-5, затем высушивают до порошкообразного состояния. Компоненты используют в следующем соотношении в пересчете на сухие вещества, мас. ч.: лигносульфонат натрия 100; сульфат железа двухвалентный 6,5-7,5; бихромат натрия 3-3,5; аминотриметиленфосфоновая кислота 10-12; каустическая сода 0,14. 2 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в производстве буровых реагентов.

Известен способ получения бурового реагента (Патент РФ №2451042, кл. C08L 97/00, С09К 8/10, С09К 8/02, опубл. 20.05.2012), включающий обработку лигносульфоната бихроматом щелочного металла в кислой среде до pH 1-1,5 при введении в реакционную зону элементарной серы, с последующей нейтрализацией кислоты гидроксидом натрия до pH 4-5 и высушивание. Кислая среда создается путем добавления серной кислоты.

Недостатком реагента является его низкая термостабильность.

Известен способ приготовления реагента-стабилизатора для обработки глинистых растворов путем взаимодействия лигносульфонатов с бихроматом щелочных металлов в кислой среде, где для ускорения реакции окисления, осуществляемой на холоду, в реагирующую смесь вводят в порошкообразном виде соли, обладающие способностью в водном растворе повышать кислотность. В качестве таких солей используют кислые соли неорганических многоосновных кислот, например фосфорной, или соли сильных кислот и слабых оснований, например сульфат железа (А.с. СССР. №546642, кл. С09К 7/00, опубл. 15.02.1977). Сульфат двухвалентного железа FeSO4 является также восстановителем. Состав обладает эффективным понижением водоотдачи глинистого раствора.

Недостатком способа является удорожание продукта из-за значительного расхода кислых солей, составляющего 10-25% масс, от количества лигносульфоната, а также низкая термостабильность реагента.

Известны способы получения смешанных хромметаллсодержащих лигносульфонатных реагентов - понизителей вязкости и регуляторов структурно-механических свойств буровых растворов с использованием реакций окисления и замещения. Основным металлсодержащим окисляющим агентом является соединение шестивалентного хрома. Другим вводимым металлсодержащим агентом могут быть соединения железа, алюминия и др.

Известен способ приготовления лигносульфонатного реагента для обработки буровых растворов, включающий взаимодействие лигносульфоната с бихроматом щелочного металла при 80-90°C в водной среде (А.с. .№1491878, кл. С09К 7/00, С07С 1/00, опубл. 07.07.1989).

Недостатком способа является опасность гелеобразования при повышенной температуре.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ получения реагентов для обработки буровых растворов путем окисления лигносульфонатов соединениями шестивалентного хрома в кислой среде, взаимодействия образующегося хромлигносульфоната с сернокислым железом и фосфорсодержащим модифицирующим агентом, подщелачивания гидроксидом натрия и высушивания. В качестве модифицирующего реагента используют триполифосфат натрия (ТПФН) или гексаметафосфат натрия. Реагент широко применяется, однако при повышении температуры выше 90°C резко возрастает гидролиз триполиполифосфата и гексаметафосфата натрия.

Недостатком прототипа является недостаточный эффект разжижения и невысокая термостойкость полученного реагента, увеличенное содержание хрома.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является улучшение разжижающих свойств реагента в минерализованных буровых растворах, повышение термостабильности реагента.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом получения реагентов для обработки буровых растворов путем окисления лигносульфонатов соединениями шестивалентного хрома в кислой среде, взаимодействия образующегося хромлигносульфоната с сульфатом железом и фосфорсодержащим модифицирующим агентом, подщелачивания гидроксидом натрия и высушивания, при этом в раствор лигносульфоната натрия вводят сульфат железа двухвалентный в виде сухого порошка, выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1 часа при температуре 30-40°C, затем вводят бихромат натрия в виде водного раствора, выдерживают при перемешивании в течение 1 часа при температуре 30-40°C, затем вводят модифицирующий агент - аминотриметиленфосфоновую кислоту в виде водного раствора, выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1 часа при температуре 30-40°C, затем смесь нейтрализуют каустической содой до pH 4-5, затем высушивают до порошкообразного состояния, компоненты используют в следующем соотношении в пересчете на сухие вещества, масс. ч.:

лигносульфонат натрия 100
сульфат железа двухвалентный 6,5-7,5
бихромат натрия 3-3,5
аминотриметиленфосфоновая кислота 10-12
каустическая сода 0,14

Суть способа

Использование в качестве фосфорсодержащего модифицирующего агента аминотриметиленфосфоновой кислоты обеспечивает глубину и ускорение процесса окисления лигносульфоната натрия, а также стабилизацию бурового раствора. При этом ускорение окисления достигается за счет создания кислой среды аминотриметиленфосфоновой кислотой. Стабилизация бурового раствора достигается за счет образования устойчивых комплексных соединений феррохромлигносульфоната и аминотриметиленфосфоновой кислотой с ионами металлов железа Fe3+и хрома Cr3+.

Предложенный способ осуществляется следующим образом.

Пример 1. К 200 г 50%-ного раствора лигносульфаната натрия (100 масс. ч в пересчете на сухое вещество) технического вводится сульфат железа (II) в виде сухого порошка в количестве 7 г (7 масс. ч на 100 масс. ч сухого лигносульфаната натрия), выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1 часа при температуре 30-40°C. В полученную массу вводится бихромат натрия 16 г в виде 20% водного раствора (3,2 масс. ч в пересчете на сухой бихромат натрия). Масса выдерживается при перемешивании в течение 1 часа при температуре 30-40°C. Затем вводится модифицирующий агент - аминотриметиленфосфоновая кислота в количестве 60 г в виде 20% водного раствора (12 масс. ч в пересчете на сухое вещество). Массу выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1 часа при температуре 30-40°C. Реакционную смесь нейтрализуют 40%-ным раствором каустической соды до pH среды, равным 4,5. Расход каустической соды составил 0,36 г (или 0,14 масс. ч в пересчете на сухое вещество). Далее готовую массу высушивают до порошкообразного состояния.

По предложенному способу оптимальным является расход реагентов (в пересчете на сухое вещество, масс. ч):

лигносульфонат натрия 100
сульфат железа двухвалентный 6,5-7,5
бихромат натрия 3-3,5
аминотриметиленфосфоновая кислота 10-12
каустическая сода 0,14

Свойства глинистых суспензий, содержащих 1% масс. реагента на основе феррохромлигносульфоната и АТМФк, приведены в таблице 1.

Из полученных результатов видно, что по сравнению с прототипом у предлагаемого реагента сильнее проявляется эффект разжижения, что подтверждается по показателям условной вязкости и статического напряжения сдвига, а также полученный реагент отличается повышенной термостабильностью до 190°C.

С увеличением количества вводимой АТМФк от 10 до 12 масс. ч на 100 масс. ч лигносульфоната натрия условная вязкость бурового раствора понижается с 60 с до 22 с, а термостойкость реагента при введении 12 масс. ч аминотриметиленфосфоновой кислоты в феррохромлигносульфонат увеличивается до 190°C. Эффективность разжижения увеличивается до 63%.

Влияние полученного реагента на основе феррохромлигносульфоната и АТМФк (10-12 масс. ч) на технологические параметры малоглинистого раствора в присутствии 10% масс. солей хлористого натрия приведены в таблице 2.

Из таблицы 2 видно, что при введении 0,5% масс. навески реагента (феррохромлигносульфонат + 10,0 мас. ч. АТМФк) происходит эффективное снижение фильтрации глинистого раствора. При дальнейшем увеличении концентрации навески реагента и прототипа до 3% масс. во всех растворах наблюдается плавное снижение показателя фильтрации с увеличением вязкости, но наиболее эффективно (в качестве защитного коллоида) работает реагент, модифицированный аминотриметиленфосфоновой кислотой.

Предлагаемый способ за счет использования АТМФк в качестве модифицирующего агента позволяет улучшить разжижающие свойства реагента в минерализованных буровых растворах - условной вязкости (УВ) до 22-33 с и статистическое напряжение сдвига (СНС 1/10 мин) до (22-48)/(27-42) Па, повысить термостабильность реагента до 190°C.

Способ получения реагентов для обработки буровых растворов путем окисления лигносульфонатов соединениями шестивалентного хрома в кислой среде, взаимодействия образующегося хромлигносульфоната с сульфатом железом и фосфорсодержащим модифицирующим агентом, подщелачивания гидроксидом натрия и высушивания, отличающийся тем, что в качестве фосфорсодержащего модифицирующего агента используют аминотриметиленфосфоновую кислоту, взятую в количестве 10-12 мас. ч. по отношению к лигносульфонату, в раствор лигносульфоната натрия вводят сульфат железа двухвалентный в виде сухого порошка, выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1 часа при температуре 30-40°C, затем вводят бихромат натрия в виде водного раствора, выдерживают при перемешивании в течение 1 часа при температуре 30-40°C, затем вводят модифицирующий агент - аминотриметиленфосфоновую кислоту в виде водного раствора, выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1 часа при температуре 30-40°C, затем смесь нейтрализуют каустической содой до pH 4-5, затем высушивают до порошкообразного состояния, компоненты используют в следующем соотношении в пересчете на сухие вещества, мас. ч.:

лигносульфонат натрия 100
сульфат железа двухвалентный 6,5-7,5
бихромат натрия 3-3,5
аминотриметиленфосфоновая кислота 10-12
каустическая сода 0,14



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к растворимому в воде простому эфиру целлюлозы, который содержит: (i) один или несколько заместителей, выбранных из группы, которую составляют метил, гидроксиэтил и гидроксипропил, (ii) один или несколько неионных гидрофобных заместителей с ациклическими или циклическими, насыщенными или ненасыщенными, разветвленными или линейными углеводородными группами, содержащими по меньшей мере 8 атомов углерода, и (iii) один или несколько катионных, третичных аминных или анионных заместителей, причем среднее число моль одного или нескольких гидрофобных заместителей на 1 моль ангидроглюкозных звеньев составляет от 0,007 до 0,025, при этом среднемассовая молекулярная масса простого эфира целлюлозы составляет по меньшей мере 750000, и при этом простой эфир целлюлозы имеет остаточную динамическую вязкость %η80/25, составляющую по меньшей мере 30%, где %η80/25=[динамическая вязкость раствора при 80°C/динамическая вязкость раствора при 25°C]×100, причем, динамическая вязкость раствора при 25°C и 80°C измерена в 1% водном растворе.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам для изоляции и ограничения водопритока в скважины путем восстановления нарушений герметичности в конструкции скважин, ликвидации заколонных и межколонных перетоков, изоляции обводнившихся пластов и пропластков, и может быть использовано в ремонтно-изоляционных работах в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах.
Изобретение относится к составам для обработки буровых скважин во время восстановительных работ и предназначено для использования в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах при температуре до 160°C.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов с карбонатным коллектором. Состав для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащий ПАВ, тетраборат натрия (буру) и воду, дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАВ 1,0-4,0, тетраборат натрия (бура) 2,0-30,0, глицерин 10,0-90,0, вода остальное.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - совместимость состава обработки пласта с пластовыми жидкостями, ингибирование кислотной коррозии, образования эмульсий и смолообразования.

Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину, а также для регулирования разработки нефтяных месторождений.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для повышения производительности добывающих и нагнетательных скважин. Способ 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, определение общего объема гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта закачкой в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - линейного геля - до образования трещины разрыва в пласте, закачку в трещину разрыва крепителя трещины, стравливание давления в колонне труб, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть применено при регенерации нефтезагрязненного проппанта после гидравлического разрыва пласта и последующем его использовании в качестве расклинивающего агента.

Изобретение относится к применению частиц с фосфонатным ингибитором отложений в подземных работах. Способ ингибирования образования твердых отложений в подземном месторождении включает формирование ингибирующих образование твердых отложений частиц из смеси золы-уноса и средства для отверждения в среде фосфоновой кислоты, где золу-унос отверждают в твердый материал путем контакта со средством для отверждения в среде фосфоновой кислоты, суспендируя твердые частицы в жидкости для обработки, и помещение их в часть подземного месторождения или в желаемое место внутри указанной части, в которой твердые частицы высвобождают ингибитор образования твердых отложений во времени при воздействии водных жидкостей, смесь содержит, по меньшей мере, один многовалентный ион и указанные ингибирующие частицы, по меньшей мере, частично покрыты покрывающим материалом.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих вертикальных и горизонтальных скважинах (ГС) и боковых горизонтальных стволах (БГС), эксплуатирующих трещиноватые карбонатные коллекторы.

Изобретение относится к области строительства, в частности к способам глушения скважин. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин при сохранении фильтрационно-емкостных свойств коллектора. Вязкоупругий состав - ВУС для глушения скважин, включающий, мас. %: эфир целлюлозы - ЭЦ 0,8-2,5, гидроксид щелочного металла 0,1-0,7, комплексообразователь - растворимую соль алюминия или меди 0,19-0,6, внутренний деструктор - капсулированный перкарбонат или перборат натрия 0,1-0,2, утяжелитель - хлорид натрия или хлорид калия, или хлорид кальция, или нитрат натрия, или реагент МНК 6,5-22,0, регулятор pH - уксусную или щавелевую кислоту или лимонную кислоту 0,02-0,3, водоудерживающую гидрофобизирующую добавку - этиленгликоль и/или глицерин, или высшие диоксановые спирты 2,0-6,6, воду остальное. В способе глушения скважин осуществляют закачку буфера минерализованной воды, затем закачку указанного ВУС одновременно-раздельной закачкой состава 1, содержащего 50% от общего количества ЭЦ, около 50% от общего количества воды и гидроксид щелочного металла, и состава 2, содержащего остальное количество ЭЦ, остальное количество воды, утяжелитель, комплексообразователь, регулятор pH, внутренний деструктор и водоудерживающую гидрофобизирующую добавку, и затем активирующего состава - АС, содержащего, мас. %: лимонную или сульфаминовую кислоты 5-10, перекисное соединение - персульфат калия или персульфат аммония, или пероксигидрат мочевины 5-10, НПАВ - Неонол АФ9-12 или Синоксол марки В, или Реверсмол марки В 0,02-0,03, деэмульгатор - Диссолван 4411или СНПХ-4802 0,05-0,2, воду остальное, при соотношении АС:ВУС равном 1:3-4. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 5 з. п. ф-лы, 5 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водоносных или обводненных пластов. Технический результат изобретения заключается в повышении нефтеотдачи и снижении отбора воды из добывающих нефтяных скважин. Способ изоляции водоносных или обводненных пластов включает закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, которая представляет собой целлюлозную муку, включающую микроволокнистый порошковый продукт на основе однолетних целлюлозосодержищих растений, минеральную высокодисперсную гидрослюду, стабилизирующею термостойкую солестойкую полимерную добавку. Способ получения целлюлозной муки заключается в предварительном миксовании волокнистого целлюлозосодержащего сырья и минеральных добавок с дальнейшим измельчением и последующим миксованием полученного помола со стабилизирующей термостойкой солестойкой полимерной добавкой при следующем соотношении компонентов, %: микроволокнистый порошковый продукт на основе однолетних целлюлозосодержищих растений 40-58,5, минеральная высокодисперсная гидрослюда 40-60, стабилизирующая термостойкая солестойкая полимерная добавка 1,5-5. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству скважин. Технический результат заключается в придании материалу технологически необходимых в условиях катастрофических поглощений, при наличии в пласте пор и трещин раскрытостью до 1 мм, кольматирующих свойств, прочности и силы сцепления с породой (адгезии), при одновременном придании свойства разрушения при кислотном воздействии в течение часа не менее 80% сформированного цементного камня и полного его разрушения в течение 2-3 ч. Тампонажный материал, включающий вяжущее, облегчающую добавку, наполнитель и воду, дополнительно содержит водосвязывающую добавку, волокнистый наполнитель и бишофит. В качестве вяжущего материал содержит каустический магнезит, в качестве наполнителя - карбонатный наполнитель - мраморную крошку в качестве облегчающей добавки - алюмосиликатные микросферы или полые стеклянные микросферы, при следующем содержании компонентов, мас.ч.: каустический магнезит - 40-55; указанная облегчающая добавка - 20-50; водосвязывающая добавка - 0,1-0,3; указанный карбонатный наполнитель - 0,01-30; указанный волокнистый наполнитель - 0,01-0,5; бишофит 14,9-35; вода - 58,3-90,8, при этом суммарное содержание магнезиального цемента, облегчающей добавки и карбонатного наполнителя составляет 100 мас.ч., а бишофит содержится в виде водного раствора плотностью 1,18-1,3 г/см3. 2 з.п. ф-лы, 4 табл., 1 ил.
Изобретение относится к способу ингибирования образования отложений в водной системе, например отложений, содержащих барий, и может быть использовано при добыче нефти и для обработки воды. Способ включает добавление к водной системе порогового количества ингибитора образования отложений, представляющего собой аминокислоту, модифицированную алкилфосфоновой кислотой. Фрагмент аминокислоты может представлять собой α-аминокислоту или аминокислоту, содержащую два или более атома углерода между карбоксильной группой и аминогруппой. Указанные ингибиторы на основе аминокислот обладают значительно более усовершенствованными технологическими характеристиками и улучшенной совместимостью с системами по сравнению с ингибиторами образования отложений, имеющимися в настоящее время в данной области техники. Технический результат - эффективное предотвращение образования отложений в водной среде в широком диапазоне температур, уровней жесткости и щелочности, контролирование образования отложений. 9 з.п. ф-лы, 3 табл., 47 пр.

Изобретение относится к области строительства подземных хранилищ сжатого газа и жидких углеводородов и может быть использовано при цементировании заколонного пространства технологических скважин. Способ крепления технологических скважин подземных хранилищ сжатых газов и жидких углеводородов предусматривает последовательное закачивание в обсаженные технологические скважины отдельных порций различающихся по плотности и компонентному составу цементных растворов. При этом предварительно перед спуском и цементированием эксплуатационной колонны на участке в непроницаемой кровле породы механическим или гидравлическим методами производится расширение участка необсаженного ствола скважины с формированием вдоль ее вертикальной оси вспомогательной камеры, обсадную колонну труб оборудуют специальным устройством с кольцевыми каналами, располагаемым в объеме созданной вспомогательной камеры, в качестве тампонажного раствора закачки первой порции используют облегченный цементный раствор плотностью 1400-1650 кг/м3, которым заполняют межколонное пространство промежуточной и эксплуатационной обсадных колонн от башмака промежуточной колонны до устья скважины, в качестве тампонажного раствора закачки второй порции используют цементный раствор плотностью 1800-1900 кг/м3, которым заполняют необсаженный ствол скважины до башмака промежуточной обсадной колонны. Технический результат - повышение качества крепления за счёт повышения герметичности заколонного пространства скважины. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к ингибированию набухания глин. Технический результат - повышение эффективности ингибирования набухания глин с одновременным снижением опасности для человека и окружающей среды. В буровом растворе или жидкости гидроразрыва пласта в качестве ингибитора набухания глин в водной среде применяют соль диамина и дикарбоновой кислоты, где дикарбоновая кислота отвечает следующей формуле: HOOC-A-COOH, в которой A является ковалентной связью или двухвалентной углеводородной группой, алифатической, насыщенной или ненасыщенной, линейной или разветвленной, основная линейная цепь которой, находящаяся между двумя концевыми COOH, содержит от 1 до 3 атомов углерода. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 табл., 12 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов высоковязкой нефти с низкой пластовой температурой путем изоляции или ограничения водопритока к нефтяным скважинам. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий карбамид, соль алюминия, уротропин и воду, дополнительно содержит метилцеллюлозу и глицерин в следующем соотношении компонентов, мас.%: карбамид 2,0-25,0, соль алюминия 2,0-10,0, метилцеллюлоза 0,5-1,5, уротропин 2,0-8,0, глицерин 0-30,0, вода остальное. Способ приготовления указанного выше состава, включающий растворение уротропина в воде, добавление карбамида, перемешивание, добавление в раствор глицерина и предварительно приготовленного 1,0-2,0%-ного раствора метилцеллюлозы, перемешивание до полного растворения, добавление указанной соли алюминия с перемешиванием до полного растворения. Изобретение развито в зависимом пункте. Технический результат - повышение эффективности состава. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 11 пр., 2 табл., 2 ил.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта путем полимерного заводнения. В способе разработки нефтяного пласта, включающем закачку в пласт оторочки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида - ПАА, указанный раствор дополнительно содержит смолу древесную омыленную - СДО при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАА 0,03-0,15, СДО 0,001-0,005, вода минерализацией до 240 г/дм3 остальное. Технический результат - повышение эффективности обработки. 1 табл.

Изобретение относится к способу цементирования в подземном пласте, содержащем газ и нефть. Указанный способ включает введение цементной композиции в подземный пласт, причем цементная композиция содержит цемент, воду и затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция (C-S-H), цементная композиция, состоящая, в основном, из цемента, воды и затравочных кристаллов C-S-H, представляющих собой мезоскопические частицы, наночастицы или их сочетание, развивает сопротивление сжатию, составляющее, по меньшей мере, 1200 фунт/кв. дюйм (8,3 МПа) при исследовании в течение 24 часов при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (20,7 МПа); и выдерживание цементной композиции для затвердевания. Согласно еще одному варианту осуществления, затравочные кристаллы C-S-H представляют собой мезоскопические частицы, наночастицы или их сочетание, причем затравочные кристаллы C-S-H присутствуют в концентрации, составляющей от приблизительно 1% до приблизительно 5% по отношению к массе цемента. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений и коррозии скважинного оборудования при добыче нефти, работающего в высокотемпературных условиях. Ингибитор коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений содержит активную часть, присадку и растворитель. В качестве активной части используют эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий - Ялан Э-2 марки Б2 (конц.), в качестве присадки используют четвертичные аммониевые основания, неионогенное поверхностно-активное вещество и низкомолекулярную кислоту (С1-С4), а в качестве растворителя используют смесь спиртовых и углеводородных соединений при следующем соотношении компонентов, мас.%: Ялан Э-2 марки Б2 (конц.) - 10-60, присадка - 1-15, растворитель - остальное, при следующем соотношении компонентов в присадке, мас.%: четвертичное аммониевое основание - 55-100, неионогенное поверхностно-активное вещество - 0-35, низкомолекулярная кислота (С1-С4) - 0-10. Результатом является повышение коррозионной устойчивости скважинного оборудования, работающего в высокотемпературных условиях. 1 з.п. ф-лы, 3 табл., 4 пр.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в производстве буровых реагентов. Технический результат - улучшение разжижающих свойств реагента в минерализованных буровых растворах, повышение термостабильности реагента до 190°C. В способе получения реагентов для обработки буровых растворов путем окисления лигносульфонатов соединениями шестивалентного хрома в кислой среде, взаимодействия образующегося хромлигносульфоната с сульфатом железом и фосфорсодержащим модифицирующим агентом, подщелачивания гидроксидом натрия и высушивания в качестве фосфорсодержащего модифицирующего агента используют аминотриметиленфосфоновую кислоту, взятую в количестве 10-12 мас. ч. по отношению к лигносульфонату, в раствор лигносульфоната натрия вводят сульфат железа двухвалентный в виде сухого порошка, выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1 часа при температуре 30-40°C. Затем вводят бихромат натрия в виде водного раствора, выдерживают при перемешивании в течение 1 часа при температуре 30-40°C. Затем вводят модифицирующий агент - аминотриметиленфосфоновую кислоту в виде водного раствора, выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1 часа при температуре 30-40°C. Затем смесь нейтрализуют каустической содой до pH 4-5, затем высушивают до порошкообразного состояния. Компоненты используют в следующем соотношении в пересчете на сухие вещества, мас. ч.: лигносульфонат натрия 100; сульфат железа двухвалентный 6,5-7,5; бихромат натрия 3-3,5; аминотриметиленфосфоновая кислота 10-12; каустическая сода 0,14. 2 табл., 1 пр.

Наверх