Сухая смесь для глушения нефтегазовых скважин и обработки пластов призабойной зоны


 


Владельцы патента RU 2582151:

Общество с ограниченной ответственностью "Джи Эр Инвестментс" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при глушении скважин. Сухая смесь для глушения нефтегазовых скважин и обработки пластов призабойной зоны, содержащая хлорид кальция, хлорид магния и ингибитор коррозии, содержит в качестве ингибитора коррозии хромат натрия, дополнительно - ингибитор солеотложения - аминотриметиленфосфоновую кислоту при содержании кристаллизационной влаги, при следующем соотношении компонентов, мас. %: хлорид кальция 50,0-80,0, хлорид магния 19,7-33,0, хромат натрия 0,1-3,0, ингибитор солеотложения 0,1-1,0, кристаллизационная влага 0,1-13,0. Технический результат - повышение универсальности смеси и возможности использования в условиях низких температур. 1 табл.

 

Изобретение относится к области производства сухих строительных вяжущих материалов, используемых при добавлении воды в качестве жидкости для заглушки нефтегазовых скважин в случаях проведения их текущих и капитальных ремонтов, а также для обработки пластов призабойной зоны.

Из патентной документации известно использование хлорида кальция в смесях для глушения скважин, используемого при цементировании обсадных колонн, преимущественно с большим газовым фактором, предотвращающим миграцию газа по заколонному пространству после цементирования скважины. Материал содержит портландцемент, оксиэтилцеллюлозу, пластификатор, пеногаситель - модифицированный кремнеорганический реагент, модифицированный сополимер винилацетата и воду. Дополнительно материал содержит расширяющую добавку - окись кальция или гидросульфоалюминат кальция и ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция, в качестве пластификатора материал содержит вещество, активным действующим началом которого является сульфированный меламинформальдегид, или продукт конденсации нафталинсульфокислоты и формальдегида С-3, или полиэфиркарбоксилаты, при следующем соотношении компонентов, мас. частей: портландцемент 95,0-99,9; модифицированный сополимер винилацетата 1,0-2,0; расширяющая добавка до 5,0; оксиэтилцеллюлоза 0,3-0,5; указанный пластификатор 0,6-0,8; хлорид кальция до 2,0; указанный пеногаситель 0,1-0,2; вода 47-52. Суммарное массовое содержание сухой смеси цемента и расширяющей добавки составляет 100 мас. частей, а массовое соотношение модифицированного сополимера винилацетата и расширяющей добавки в материале составляет соответственно 1:(2,5÷5,0) (RU 2447123 С1, 10.04.2012).

Известен состав геля для глушения скважин, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, сшиватель - ацетат хрома с оксидом магния, гель дополнительно содержит хлористый кальций, введенный после остальных компонентов в количестве 112-145 г на 1 л пресной воды или 47-73 г на 1 л минерализованной воды с плотностью 1,12 г/см3 при следующем соотношении компонентов, % мас.: полисахаридный загуститель 0,8-1,2, ацетат хрома 0,05-0,1, оксид магния 0,04-0,08, хлористый кальций 10-12,5, вода пресная - остальное или полисахаридный загуститель 0,8-1,2, ацетат хрома 0,05-0,1, оксид магния 0,04-0,08, хлористый кальций 4-6, вода минерализованная с плотностью 1,12 г/см3 - остальное. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин, разрабатывающих высокотемпературные пласты или на которых осуществляется паротепловое воздействие (RU 2483092 С1, 27.05.2013).

Известен состав для глушения высокотемпературных скважин, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, сшиватель - ацетат хрома с оксидом магния, дополнительно содержит хлористый кальций, введенный после остальных компонентов в количестве 112-145 г на 1 л пресной воды или 47-73 г на 1 л минерализованной воды с плотностью 1,12 г/см3 при следующем соотношении компонентов, мас. %: полисахаридный загуститель 0,8-1,2, ацетат хрома 0,05-0,1, оксид магния 0,04-0,08, хлористый кальций 10-12,5, вода пресная - остальное или полисахаридный загуститель 0,8-1,2, ацетат хрома 0,05-0,1, оксид магния 0,04-0,08, хлористый кальций 4-6, вода минерализованная с плотностью 1,12 г/см3 - остальное. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин, разрабатывающих высокотемпературные пласты или на которых осуществляется паротепловое воздействие.

Близким составом для глушения скважин являются составы жидкостей глушения скважин, представляющие собой водные растворы хлоридов кальция (CaCl2), цинка (ZnCl), магния (MgCl2), олова (SnCl2) или концентрированные водные растворы нитратов натрия (NaNO3) или кальция [Ca(NO3)2] или концентрированные водные растворы фосфатов калия (K3PO4) или натрия (Na3PO4), а также водный раствор жидкого стекла - силиката натрия (Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. - Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1981 г., стр. 192). Применение этих жидкостей обеспечивает создание благоприятных условий для работы бригад текущего ремонта скважин, поскольку данные жидкости пожаробезопасны и могут быть приготовлены из относительно доступных реагентов.

Данный состав имеет ограниченное применение, и это ограничение связано с тем, что он не может быть использован при крайне низких температурах, при этом состав не может быть использован для обработки пластов призабойной зоны.

Прототипом изобретения является состав для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, содержащий нитрат кальция, хлорид кальция и ингибитор коррозии, причем состав дополнительно содержит хлорид цинка, хлорид натрия, а в качестве ингибитора коррозии используют бензоат натрия при следующих соотношениях компонентов, мас. %: хлорид кальция 13,3-21,9; нитрат кальция 13,3-21,9; хлорид цинка 52,55-72,1; хлорид натрия 0,5-2,35; бензоат натрия 0,80-1,30 (RU 2365612 С1, 27.08.2009). Смесь указанных компонентов сухая, перед ее использованием она растворяется в воде с получением раствора заданной плотности. Общими признаками прототипа и представленного в данном описании изобретения являются такие признаки, как наличие в смеси хлорида кальция и ингибитора коррозии. Данный состав имеет ограниченное применение, связанное с тем, что он не может быть использован при крайне низких температурах и для обработки пластов призабойной зоны.

Техническим результатом смеси, представленной в данном описании, является повышение ее универсальности и возможности использования в условиях низких температур.

Технический результат получен сухой смесью для глушения нефтегазовых скважин и обработки пластов призабойной зоны, содержащей хлорид кальция и ингибитор коррозии, причем смесь содержит в качестве ингибитора коррозии хромат натрия и дополнительно хлорид магния и ингибитор солеотложения - аминотриметиленфосфоновую кислоту при содержании кристаллизационной влаги, при следующем соотношении компонентов, мас. %: хлорид кальция 50,0-80,0, хлорид магния 19,7-33,0, хромат натрия 0,1-3,0, ингибитор солеотложения 0,1-1,0, кристаллизационная влага 0,1-13,0.

Смесь представляет собой гранулы, содержащие хлорид кальция и хлорид магния, а также ингибиторы солеотложения и коррозии, получаемые либо путем соосаждения хлорида кальция с хлоридом магния, либо грануляцией в кипящем слое. Смесь может быть получена путем изготовления гранул, каждая из которых содержит хлориды кальция и магния, причем в одном варианте изготовления гранул пропорционально в зависимости от массы гранулы в нее добавляют, мас. %: ингибитор коррозии 0,1-3,0 и ингибитор солеотложения 0,1-1,0, а в другом варианте изготовления смеси ингибиторы коррозии и солеотложения в указанных соотношениях добавляют в смесь отдельно от гранул.

Используют смесь следующим образом. Смесь загружают в емкость, в которую заливают заданное количество пресной воды и размешивают получаемый раствор мешалкой, при этом для ускорения процесса растворения смеси в воде воду предварительно подогревают до температуры 40-80°С, а сухую смесь в емкость вводят заданными порциями. При этом очередную порцию смеси вводят в емкость после растворения предыдущей порции. После растворения расчетного количества смеси проводят замер плотности полученного раствора при температуре 20°С. При более высокой плотности раствора глушения разбавляют расчетным количеством воды, при меньшем - добавляют расчетное количество смеси. После прохождения первого этапа приготовления раствора глушения - растворения солей в воде, проводят фильтрацию раствора с целью удаления из него механических примесей. После фильтрации раствора снова измеряют его плотность. Выдерживают полученный раствор при положительной температуре в пределах 10-30 мин, затем перед употреблением тщательно размешивают. При необходимости полученный раствор нагревают, фильтруют и удаляют из него взвешенные частицы. После этого раствор закачивают в скважину. Во время глушения скважины раствор заливают в скважину до определенного уровня, полученного расчетным путем, а при обработке пластов призабойной зоны жидкую смесь наносят известным образом на пласты.

Предусмотрен способ использования смеси при крайне низкой температуре окружающего воздуха, при которой разведенная водой сухая смесь не теряет своих свойств. При проведении указанных работ возможно использование раствора при температурах 4-40°С. Сухую смесь перед употреблением разводят водой до необходимой плотности и получают раствор, который может применяться в условиях крайне низких температур.

Применение раствора позволяет создать в забое скважины давление выше пластового, что обеспечивает безопасные условия работы буровых и ремонтных бригад в стволе скважины путем предотвращения выброса нефти или газа из пласта. Полученный из смеси раствор для глушения скважин на водной основе оказывает блокирующее действие на пласт, что приводит к увеличению сроков освоения скважин и падению темпов добычи нефти.

Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят закачиванием жидкости глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обеспечения необходимого противодавления на пласт.

При глушении скважин, которые можно глушить в один цикл и в которых возможны нефтегазопроявления, буферный раствор необходимо закачать в межтрубное пространство вслед за порцией раствора глушения, равной объему лифтового оборудования. Дальнейшие операции по глушению производят согласно принятой на предприятии технологии.

Испытаниям подвергалась сухая смесь, в которой в качестве ингибитора солеотложения было использовано известное соединение «Акватек-510», в качестве аналога «Акватек-510» использовалась также аминотриметиленфосфоновая кислота. В качестве ингибитора коррозии использовался нитрит натрия, а в качестве кристаллизационной влаги использовалась влага, причем такая влага, которая присутствует в составе смеси в химически связанном виде и она не может быть удалена сушкой при температуре 100°С. Эта влага содержится в кристаллогидратах. Использовалась кальциевая соль соляной кислоты и магниевая соль соляной кислоты. В качестве ингибитора коррозии применялся также анодный ингибитор коррозии (хромат натрия) и его аналог. В качестве ингибитора солеотложения применялся аналог указанного ингибитора солеотложения - аминотриметиленфосфоновая кислота. Результаты сравнительных испытаний образцов смеси приведены в таблице 1.

Как следует из таблицы, наиболее устойчивым составом к коррозии является образец №3, имеющий удовлетворяющую прочность исходной смеси - имеется в виду прочность отдельных гранул при оптимальном соотношении компонентов смеси. Указанная прочность связана с минимизацией пылеобразования в процессе транспортировки и хранения. Это позволило создать универсальную сухую смесь для получения таких жидких растворов, которые позволяют глушить скважины и обрабатывать пласты призабойной зоны в условиях крайне низких температур.

В крайних случаях сухая смесь применялась при температурах 50-60°С, при заданной плотности, и при этом она обладала качествами длительного хранения при температурах 30-50°С без выпадения осадка с сохранением своих свойств.

Сухая смесь для глушения нефтегазовых скважин и обработки пластов призабойной зоны, содержащая хлорид кальция, хлорид магния и ингибитор коррозии, отличающаяся тем, что она содержит в качестве ингибитора коррозии хромат натрия, дополнительно ингибитор солеотложения - аминотриметиленфосфоновую кислоту при содержании кристаллизационной влаги, при следующем соотношении компонентов, мас. %: хлорид кальция 50,0-80,0, хлорид магния 19,7-33,0, хромат натрия 0,1-3,0, ингибитор солеотложения 0,1-1,0, кристаллизационная влага 0,1-13,0.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к бурению скважин. Технический результат - повышение скорости проходки долота в карбонатных породах, сокращение времени бурения скважин, уменьшение коррозии бурильной колонны и поверхности оборудования.

Изобретение относится к способу герметизации нарушения целостности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонного перетока в скважине. Технический результат - повышение эффективности РИР за счет расширения сроков отверждения состава на основе микроцемента и улучшения прочностных характеристик образующегося тампонажного камня.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает спуск в призабойную зоны скважины колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону закрепляющего состава и водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на пласт, находящийся в призабойной зоне скважины, с созданием экрана в призабойной зоне.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для обработки - очистки призабойной зоны пласта - ПЗП. Наибольшее применение может найти на месторождениях, где бурение и вскрытие продуктивных пластов осуществляется на глинистых и безглинистых утяжеленных буровых растворах, в том числе содержащих соединения бария, например сульфат бария, или других тяжелых металлов, а также на месторождениях и залежах с аномально высоким пластовым давлением - АВПД и сверхглубоких скважинах.

Изобретение относится к извлечению нефти из нефтяного пласта. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте заключается в нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации 0,1-100 мг/л указанной нагнетаемой жидкости и извлечении нефти из пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования охвата нефтяных пластов заводнением, и может найти применение при разработке неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяной залежи или при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и конкретно к заканчиванию скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа. Технический результат - повышение эффективности заканчивания скважины за счет обеспечения герметичности кольцевого пространства и сохранения естественной проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации негерметичности цементного кольца в малопроницаемых пластах и ограничения водопритока в скважине.

Изобретение относится к способу регенерации кинетического ингибитора гидратообразования, используемого как единственный тип ингибитора гидратообразования в системе регенерации ингибитора гидратообразования.

Изобретение по существу относится к композициям меченого ингибитора отложений и способам ингибирования отложений. В частности, настоящее изобретение относится к имидазолсодержащим меченым полимерным ингибиторам отложений, предназначенным для использования при обработке воды и/или нефтяных месторождений.

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин. Технический результат - улучшение структурно-реологических, ингибирующих, смазывающих, крепящих, антиприхватных и природоохранных свойств бурового раствора для бурения в осложненных условиях. Буровой раствор для бурения содержит, мас. %: мраморную крошку 5-10; полианионную целлюлозу 5-10; сульфанол 2-5; хлористый калий 2-5; метилсиликонат калия 1-4; ацетат калия 1,5-4; бишофит 2-5; феррохромлигносульфонат 1-5; ГКЖ-11 2-5; барит 0,5-5; пеногаситель 0,5-1; жидкую фазу остальное, причем жидкая фаза включает отходы растительного масла и воду в соотношении мас. %: 55/45-80/20. 1 табл.

Настоящее изобретение относится к способу обработки иллитсодержащего пласта, предпочтительно пласта песчаника. Способ обработки иллитсодержащего пласта включает введение в пласт жидкости, содержащей глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль. Жидкость для обработки иллитсодержащего пласта содержит глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль (GLDA), ингибитор коррозии и поверхностно-активное вещество. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки иллитсодержащего пласта. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 пр., 1 табл., 6 ил.

Изобретение относится к гелю для обработки скважин, способу получения геля для обработки скважин, способу получения восстановленного геля и способу обработки скважины. Гель для обработки скважин содержит более 1 мас.% полиакриламида, сшитого неметаллическим сшивающим агентом. Неметаллический сшивающий агент содержит полилактам. Технический результат - получение геля, обладающего хорошим контролированием гелеобразования в скважине. 4 н. и 9 з.п. ф-лы, 4 табл., 7 ил.
Изобретение относится к области нефтяной промышленности. В способе удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающем подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50% от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды. Технический результат - увеличение межочистного периода скважины. 2 пр.
Изобретение относится к способу ускорения роста прочности цементирующей композиции, включающему: обеспечение отверждаемой композиции, включающей перлит, гидравлический цемент и воду, в которой перлит и гидравлический цемент совместно перемалывают перед соединением с водой с образованием отверждаемой композиции, причем совместно перемолотые перлит и гидравлический цемент имеют бимодальное распределение размеров частиц с первым пиком примерно от 1 микрона до 7 микрон и со вторым пиком примерно от 7 микрон до 15 микрон, альтернативно, с первым пиком примерно от 3 микрон до 5 микрон и со вторым пиком примерно от 9 микрон до 11 микрон и, альтернативно, с первым пиком примерно 4 микрона и вторым пиком примерно 10 микрон; и предоставление отверждаемой композиции возможности схватиться; где перлит присутствует в количестве от примерно 50 мас. % до примерно 70 мас. % в расчете на массу перлита и гидравлического цемента и где гидравлический цемент присутствует в количестве от примерно 30 мас. % до примерно 50 мас. % в расчете на массу перлита и гидравлического цемента. Изобретение также относится к композиции для ускорения роста прочности цементирующей композиции. 3 п. и 22 з.п. ф-лы, 9 табл., 9 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам на водной основе, применяемым в процессе бурения скважин на нефть и газ в потенциально неустойчивых глинистых породах. Безглинистый ингибирующий буровой раствор содержит понизитель фильтрации - высоковязкую карбоксиметилцеллюлозу, ингибирующую и утяжеляющую добавку - углекислый калий, ингибирующую добавку - Гликойл, структурообразователь - ксантановый биополимер, смазочную добавку, воду и адгезионно кольматирующую добавку, в качестве которой используется углеродный продукт - гранулированная сажа, мелкодисперсный сферический графит, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: высоковязкая карбоксиметилцеллюлоза - 0,4-1,0, углекислый калий - 5,0-20,0, Гликойл - 1,0-2,0, ксантановый биополимер - 0,3-0,4, углеродный продукт - 0,5-1,5, смазочная добавка - 0,5-1,0, вода - остальное. Результатом является получение высокоингибирующего состава для сохранения стабильности литифицированных глинистых пород, обладающего кольматирующей, ингибирующей и смазочной способностью. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в том числе к разработке нефтяных пластов с неоднородными, низкопроницаемыми, глинизированными коллекторами, при наличии искусственных трещин и кольматацин порового пространства глинистым материалом, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями. Состав для повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, содержащий водные растворы поверхностно-активного вещества-ПАВ и полиакриламида - ПАА, содержит в качестве раствора ПАВ 0,5-15%-ный водный раствор анионного мицеллообразующего натурального мыла - АМНМ, в качестве раствора ПАА 0,3-5% водный раствор ПАА с молекулярной массой до 18 млн ед. и дополнительно 0,1-1%-ную водную суспензию ультрадисперсного нанометрического углерода - УДНМУ при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанный раствор АМНМ 10-90, указанный раствор ПАА 9,9-89, указанная суспензия 0,1-1. В способе повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, включающем десорбцию остаточной и каппилярной нефти водными растворами ПАВ и вытеснение остаточной нефти к добывающим скважинам высоковязкими агентами на основе водных растворов ПАА, преобразуемых в «микрогель» под действием «сшивателей», например водных растворов солей металлов, используют указанный выше состав, перед закачкой которого осуществляют закачку в нефтяной пласт смеси 0,5-15%-ного водного раствора АМНМ и 0,1-1%-ной водной суспензии УДНМУ, проталкивают ее в зону соприкосновения фронта вытеснения нефти водой и низкопроницаемой глинизированной части нефтяного пласта, экстрагируют ею соли металлов из глинистого материала указанной части для сшивания ПАА и формирования микрогеля. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - увеличение нефтеотдачи, в т.ч. в пластах с большим содержанием остаточной нефти и на месторождениях высоковязкой нефти. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 10 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, и может быть использовано для восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин путем ликвидации межколонного и заколонного давления, источниками возникновения которого являются утечки газа по негерметичным резьбам указанных колонн и по микротрещинам цементного камня. Способ включает глушение скважины, установку в ней цементного моста, продувку скважины газообразным агентом до полной просушки труб в скважине и для поддержания в скважине давления газообразного агента, превышающего значение пластового давления не менее чем на 1,0 МПа. При этом газообразный агент выбран из группы газов: азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ. Закачивают в затрубное пространство герметизирующий состав, представляющий собой смесь модифицированной эпоксидной смолы или модифицированной силиконовой смолы с отвердителем, от которого с помощью цементного моста защищают продуктивный пласт-коллектор для сохранения его фильтрационно-емкостных свойств. Осуществляют выдержку скважины в течение времени, необходимого для перемещения герметизирующего состава до забоя с последующей продувкой скважины выбранным ранее газообразным агентом до полного удаления излишков герметизирующего состава из затрубного пространства скважины. В технологическом отстое скважину выдерживают в течение по меньшей мере двух суток с последующим разбуриванием цементного моста, установкой эксплуатационного оборудования и освоением скважины. Техническим результатом является ликвидация негерметичности колонн нефтегазовых скважин, повышение надежности эксплуатации газовых скважин с использованием физико-химических методов воздействия, увеличение продолжительности действия герметизации неплотных соединений колонн и каналов в цементном камне. 7 ил., 4 табл.

Изобретение относится к способу цементирования в подземной формации, включающему: приготовление медленно застывающей цементной композиции, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, диспергирующий агент и замедлитель схватывания, где замедлитель схватывания содержит производное фосфоновой кислоты, а диспергирующий агент содержит диспергирующий агент на основе поликарбоксилированного эфира; активацию медленно застывающей цементной композиции; введение медленно застывающей цементной композиции в подземную формацию; и предоставление возможности медленно застывающей цементной композиции схватиться в подземной формации. Изобретение также относится к медленно застывающей композиции, используемой в указанном способе цементирования. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - замедление сроков схватывания композиции, повышение её жизнеспособности. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 6 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин. Техническим результатом является увеличение времени гелеобразования состава, что обеспечивает повышение эффективности и качества изоляции водопритока. Тампонажный состав для изоляции водопритоков в скважину, содержащий силикат натрия, этилацетат, воду и поверхностно-активное вещество - ПАВ, дополнительно содержит добавку - моноэтаноламин, а в качестве ПАВ - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена при следующем соотношении ингредиентов, об. ч.: силикат натрия с рН 9,5-11,5 и силикатным модулем 3,5-5 100, вода 100, этилацетат 5-10, оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена 1, моноэтаноламин 0,8-1,2. 1 табл.
Наверх