Надпакерная жидкость для эксплуатации газовых скважин в зоне высокольдистых мерзлых пород

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к надпакерным жидкостям на водной основе, предотвращающих теплопередачу от продуктивного пласта к высокольдистым мерзлым породам. Надпакерная жидкость для эксплуатации газовых скважин в зоне высокольдистых мерзлых пород содержит, мас.%: формиат натрия 45,0-50,0, сополимер полиакриламида и полиакрилата Праестол 2540 1,3-1,5 и воду - остальное. Технический результат - повышение морозостойкости и стабильности. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к надпакерным жидкостям на водной основе, предотвращающих теплопередачу от продуктивного пласта к высокольдистым мерзлым породам.

При строительстве и эксплуатации скважин, расположенных в высокольдистых мерзлых породах, требования к основным функциям процесса заканчивания скважин становятся жестче, чем при заканчивании скважин в обычных горных породах. Степень температурного влияния добываемого из продуктивного пласта газа на окружающие горные породы возрастает, в результате тепловой конвенции транспортируемого по стволу скважины газа происходит неизбежная передача пластового тепла окружающим скважину горным породам, в первую очередь, высокольдистым мерзлым породам. Происходит растепление мерзлоты, а при остановке скважины, связанное с понижением температуры газа, - обратное промерзание этих пород и смятие обсадных колонн скважины, ведущее к возникновению газопроявлений и даже к открытому фонтану и пожару [Л.У. Чабаев и др. Предупреждение газопроявлений и открытых фонтанов при ремонте скважин в эстремальных условиях Крайнего Севера. - М: ИРЦ Газпром, 2007. - 188 с].

Современная теория и практика строительства таких скважин свидетельствует о необходимости предотвращения тепловой конвенции добываемого газа вышележащим горным породам, тем более сложенных из высокольдистых мерзлых пород. Одним из таких предупреждающих теплопередачу технических решений является оснащение этих скважин пакерами, герметично разобщающих затрубное надпакерное и подпакерное пространства, и заполнение надпакерного затрубного пространства нейтральной надпакерной жидкостью, устраняющей теплопередачу газа окружающим горным породам [Ж.С. Попова и др. Надпакерная жидкость на углеводородной основе для предотвращения растепления мерзлых пород // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2012. №1. - С. 27-32]. В качестве надпакерной жидкости в мировой практике испльзуется вязкое дизельное топливо, для загущения которого используются различные структурообразователи, например, в отечественной практике таким структурообразователем может являться «СТЭП» по ТУ 2458-014-35944370-2008.

В случае использования вместо дизельного топлива жидкости на водной основе они должны отвечать следующим требованиям:

- должна создавать необходимое уравновешивающее давление на пакер сверху;

- обладать реологической характеристикой, ограничивающей конвективный теплоперенос от пластов (зоны расположения пакера) в зону мерзлых пород, сложенную из высокольдистых мерзлых пород;

- иметь низкую коррозионную активность для сохранения работоспособности забойного оборудования и подвесных устройств;

- иметь температуру замерзания ниже температуры горных пород в зоне мерзлых пород для предотвращения нарушения целостности эксплуатационных колонн в случае обратного промерзания.

В настоящее время чаще всего для предотвращения теплопереноса используются надпакерные жидкости на углеводородной основе.

Известна надпакерная жидкость, содержащая углеводородную жидкость, лиофильный структурообразователь, полиэтилен высокого давления и низкой плотности, ингибитор коррозии [SU 1825813 A1, МПК5 С09К 7/02, опубл. 1993].

Недостатком данной жидкости является сложный состав, низкая вязкость, приводящая к утечкам жидкости через места негерметичности пакера и резьбовых соединений эксплуатационной колонны, а также отсутствие в составе жидкости ингибитора коррозии.

Известна надпакерная антикоррозийная жидкость, содержащая воду, бактерицид на основе 1,3-оксазолидина, ингибитор коррозии на основе продуктов конденсации полиэтиленполиаминов с жирными кислотами талового масла или высококипящими фракциями синтетических жирных кислот и полимерный загуститель [RU 2166064 С2, МПК7 Е21В 41/02, опубл. 2001].

Недостатком данной жидкости является сложный состав, низкая вязкость, приводящая к утечкам жидкости через места негерметичности пакера и резьбовых соединений эксплуатационной колонны, недостаточная устойчивость, с течением времени состав расслаивается.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению по назначению и технической сущности является надпакерная жидкость для защиты эксплуатационной колонны от коррозии, содержащая следующие компоненты, мас. %: кальцинированную соду или хлорамин-Б - 0,35-1,2; алюминиевую пудру - 0,008-0,012; неонол-6 - 0,09-0,11; воду - остальное [RU 2143055 C1, МПК6 Е21В 41/02, опубл.1999].

Известная жидкость имеет в своем составе необходимые для предотвращения тепловой конвенции реагенты - неионогенное поверхностно-активное вещество на основе оксиэтилированных алкилфенолов, воду, алюминиевую пудру и кальцинированную соду или хлорамин-Б.

Существенным недостатком известной надпакерной жидкости является сложный состав, низкая вязкость, приводящая к утечкам жидкости через места негерметичности пакера и резьбовых соединений эксплуатационной колонны, недостаточная устойчивость, с течением времени состав расслаивается, его защитные антикоррозионные свойства снижаются.

Задача, стоящая при создании изобретения, создание надпакерной жидкости, которая наряду с общеизвестными требованиями, предъявляемыми к надпакерным жидкостям: удельный вес жидкости должен быть достаточным для уравновешивания давления на пакер снизу; быть достаточно вязкопластичной для ликвидации теплопереноса; обладать тиксотропными свойствами для дополнительной герметизации резьбовых соединений при проникновении в них жидкости; иметь стабильность (не расслаиваться) во времени; теплопроводность, должна быть по возможности низкой; иметь низкую температуру замерзания.

Поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении морозостойкости за счет использования в водном составе жидкости формиата натрия, а также улучшение эффективности действия полимеров, входящих в заявляемую жидкость, путем повышения их устойчивости к механодеструкции за счет замены неионогенного поверхностно-активного вещества Неонола-6 полимерами на основе сополимера полиакриламида и полиакрилата Праестол 2540.

Указанный технический результат достигается тем, что в известной надпакерной жидкости для эксплуатации газовых скважин в зоне высокольдистых мерзлых пород, включающей водный солевой раствор с растворенным в нем полимером, особенностью является то, что в качестве водного солевого раствора используют водный раствор формиата натрия, а в качестве полимера - сополимер полиакриламида и полиакрилата Праестол 2540 при следующем соотношении компонентов, мас.%: формиат натрия - 45,0-50,0, сополимер Праестол 2540 - 1,3-1,5, вода или техническая вода - остальное.

В заявляемом составе надпакерной жидкости комплекс полимеров полиакриламидной и полиакрилатной природы и солевого раствора формиата натрия, действуя друг на друга, обеспечивает надпакерной жидкости технологические показатели, необходимые для добычи газа из продуктивного пласта без передачи его тепла высокольдистым мерзлым породам, окружающим скважину.

Для приготовления заявляемой надпакерной жидкости в лабораторных условиях были использованы следующие реагенты: формиат натрия (ТУ 2432-011-00203803-98, Формиат натрия технический. Технические условия - Губаха: ОАО «Метафракс», 1998, - 16 с.); Праестол 2540 (ТУ 2216-001-40910172-98, Флокулянты марки «Праестол». Технические условия - М.: ЗАО «Компания «Москва-Штокхаузен-Пермь», 1998. - 28 с.); вода техническая.

Праестол 2540 представляет собой высокомолекулярный электролит анионной активности на основе акриламида и анионного сополимера (сополимер акриламида и анионного сомономера на основе акриловой кислоты), массовая доля акриламида не менее 0,100%, внешний вид - белый или желтоватый сыпучий порошок, насыпная плотность - 60-800 г/1000 см3, объемная доля геля 15 см3/1000 см3, динамическая вязкость - 200-300 мПа*с, молекулярная масса анионного флокулянта составляет от 6 до 30 миллионов.

Учитывая характеристику водного раствора, доступность и стоимость, в качестве основного компонента надпакерной жидкости рекомендуется использовать формиат натрия HCOONa, кристаллический порошок белого или серого цвета. Хорошо растворим в воде, слабо растворим в спиртах, нерастворим в эфирах, применяется как противоморозная и пластифицирующая добавка.

Для получения заявляемой надпакерной жидкости с различным соотношением компонентов, в технической воде при перемешивании с помощью магнитной мешалки последовательно растворяют расчетные количества Праестола 2540. Для полного растворения полимера и стабилизации реологических параметров растворы выдерживали в течение 24 ч при комнатной температуре.

После истечении указанного времени после полного растворения полимера в раствор вводится расчетное количество формиата натрия и раствор перемешивается в течение 15 минут. Покомпонентный состав надпакерной жидкости и ее свойства представлены в табл. 1. Как видно из табл.1, у растворов с заявляемым соотношением компонентов показатель консистенции (К) практически не изменяется, динамическое напряжение сдвига (τ0) уменьшается примерно в 1,5-2,0 раза, происходит снижение показателя нелинейности (n) на 25-30%.

В случае вспенивания надпакерной жидкости после ввода формиата натрия ее рекомендуется обработать порошковым пеногасителем «Софексил 4248 П», представляющим собой нанесенную на твердый носитель (цеолит и др.) полиметилсилоксановую жидкость по ТУ 2229-019-42942526-01 [Пеногаситель «СОФЕКСИЛ - 4248 П». Технические условия. - М.: ЗАО НПК «СОФЕКС - СИЛИКОН», 2001. - 6 с.] в количестве 0,2-0,3 мас.%.

Предлагаемый состав надпакерной жидкости на водной основе более безопасен, не горюч по сравнению с жидкостями на углеводородной основе, сохраняя при этом свойства по устранению теплопередачи температуры продуктивного пласта в зону высокольдистых мерзлых пород, предотвращая смятие обсадных колонн газовых скважин при обратном промерзании, снижая коррозионную активность состава.

Надпакерная жидкость для эксплуатации газовых скважин в зоне высокольдистых мерзлых пород, включающая водный солевой раствор с растворенным в нем полимером, отличающаяся тем, что в качестве водного солевого раствора используют водный раствор формиата натрия, а в качестве полимера - сополимер полиакриламида и полиакрилата Праестол 2540 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

формиат натрия 45,0-50,0
сополимер Праестол 2540 1,3-1,5
вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к производству проппантов с покрытием, проппантам, получаемым таким способом, их применению и способам использования проппантов. Способ производства проппантов с покрытием включает (a) смешивание проппантов с полиольным компонентом и изоцианатным компонентом, где полиольный компонент включает фенольную смолу и, необязательно, другие соединения, содержащие гидроксигруппу, где изоцианатный компонент включает изоцианат с по меньшей мере двумя изоцианатными группами и, необязательно, другие соединения, содержащие изоцианатную группу, и где x частей изоцианатного компонента по массе используют в соотношении к 100 частям по массе полиольного компонента, со значением x от примерно 105% до примерно 550% от исходной величины изоцианата, (b) затвердевание смеси, полученной на стадии (а), с помощью обработки катализатором; и (c) необязательное повторение стадий (а) и (b) один или несколько раз, где смесь, полученная на стадии (b), или проппанты, выделенные из нее, применяются в качестве проппантов на стадии (a), где полиольный компонент на стадии (a) является тем же самым или отличным от полиольного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), и где изоцианатный компонент в стадии (a) является тем же самым или отличным от изоцианатного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), где проппанты с покрытием включают смесь покрытых частиц и совокупностей, где количество совокупностей не больше 10% от смеси.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых набухающих пластичных глин и аргиллитов.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн глубоких нефтяных и газовых скважин в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур.

Изобретения относятся к области нефтедобычи, в частности к технологическим жидкостям на водной основе и к композициям для ее приготовления, применяющимися в различных пластовых условиях в качестве технологической жидкости - пропантоносителя для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к текучей среде для обслуживания скважин газовых, геотермальных, угольнопластовых метановых или нефтяных месторождений. Способ обслуживания ствола скважины включает: смешивание агента для снижения трения, анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы с образованием вязкоупругого геля на водной основе, введение в ствол скважины текучей среды для обслуживания скважин, содержащей вязкоупругий гель на водной основе, где агент для снижения трения содержит по меньшей мере одно высокомолекулярное полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты, а гель на водной основе содержит анионогенное поверхностно-активное вещество и катионогенное поверхностно-активное вещество и где концентрация агента для снижения трения составляет 0,06 кг/м3 (0,5 фунта/1000 галлонов) или менее в расчете на всю текучую среду для обслуживания скважин.

Изобретение относится к области бурения нефтегазовых скважин. Технический результат - улучшение антифрикционных, антиприхватных, гидрофобизирующих, антикоррозионных и поверхностно-активных свойств глинистых и безглинистых промывочных растворов, повышение качества вскрытия нефтегазовых продуктивных пластов за счет улучшения проницаемости пористого пространства коллекторов.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым при заканчивании, освоении, капитальном и текущем ремонте скважин для временной изоляции продуктивных пластов в процессе глушения скважин с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями.

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 бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - улучшение антикоррозионных показателей бурового раствора, его смазочных и противоизносных свойств применительно к паре трения «металл-горная порода».

Изобретение относится к области биомелиорации сельскохозяйственных земель. Способ включает создание в почвенном слое тонкой 0,02-0,07 м прослойки из жидкого навоза, образование в подпочвенном слое водорегулирующего экрана, непроницаемого в период атмосферных осадков и проницаемого корнями растений во время засухи.

Группа изобретений относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к созданию составов для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах. Предлагаемые составы могут найти применение при ликвидации межколонных давлений при закачке жидкости для гидрозатвора. Состав для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях содержит смесь биосола с многоатомным спиртом при следующем соотношении компонентов, масс. %: биосол от 30 до 49 или от 51 до 70, многоатомный спирт - остальное. В указанном составе в качестве многоатомного спирта используют или глицерин, или триэтиленгликоль, или пропиленгликоль, или диэтиленгликоль. В варианте 1 состав для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях содержит смесь таллового масла с политалом, при следующем соотношении компонентов, масс. %: талловое масло - от 30 до 49 или от 51 до 70; политал - остальное. В варианте 2 состав для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях содержит смесь биосола с политалом при следующем соотношении компонентов, масс. %: биосол от 30 до 49; политал остальное. Технический результат состоит в сохранении устойчивости глинистых пород за счет повышения их прочности. 4 н.п. ф-лы, 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к аварийному глушению фонтанирующих газовых скважин в условиях наличия многолетнемерзлых пород (ММП). Технический результат изобретения заключается в сокращении продолжительности и повышении эффективности глушения фонтанирующих газовых скважин в условиях ММП без их растепления, устранении резкого снижения уровня жидкости глушения в скважине и выброса НКТ, снижении вероятности возникновения открытого газового фонтана и пожара, а при его возникновении в быстром прекращении притока газа и ликвидации фонтанирования. Способ включает блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по колонне насосно-компрессорных труб блокирующего состава и последующего закачивания в скважину жидкости глушения, в качестве которой используют водометанольный раствор. Сначала в скважину по колонне НКТ закачивают жидкую смесь проппанта, затворенного на водометанольном растворе (BMP), взятом в соотношении метанол:вода, равном 40:60, в следующей пропорции проппант и BMP 1:1 с образованием на забое и в призабойной зоне пласта структурообразующей решетки. В качестве блокирующего состава используют состав, затворенный на указанном BMP, включающий, мас.%: бентонитовый глинопорошок - 3-8, мел - 0,5-1,5, ПАЦ-ВВ - 0,2-0,5, сода - 0-0,5. Блокирующий состав продавливают жидкостью глушения в глубину пласта с заполнением ствола скважины. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буферным жидкостям для очистки скважин, пробуренных с использованием бурового раствора на углеводородной основе. Технический результат - повышение моющей способности буферной жидкости и, следовательно, улучшение качества сцепления цементного камня с горными породами и обсадными трубами. Буферная жидкость на водной основе содержит, мас.%: триполифосфат натрия 3-4, бутилгликоль 10-15, вода остальное. 1 табл.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, а именно к способам выравнивания профиля приемистости скважин, вскрывающих разнопроницаемые интервалы пласта. Технический результат заключаются в повышении эффективности способа выравнивания профиля приемистости скважин за счет увеличения изоляции высокопроницаемых интервалов и перераспределения закачки воды в низкопроницаемые интервалы. Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ выравнивания профиля приемистости скважин, включающий последовательную закачку оторочки СПС - сшитого полимерного состава на основе сополимеров акриламида и акриловой кислоты со сшивателем - солью трехвалентного хрома с добавлением КПАВ - катионоактивного поверхностно-активного вещества, отличается тем, что дополнительно закачивают оторочку раствора КПАВ после оторочки СПС, в который добавлен КПАВ. Дополнительно между оторочкой СПС, в который добавлен КПАВ, и оторочкой раствора КПАВ закачивают оторочку кислоты или оторочку растворителя и оторочку кислоты. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин. Состав для повышения нефтедобычи, содержащий полимерный реагент, сшивающий агент и воду, содержит в качестве полимерного реагента реагент AC-CSE-1313 марки А, сшивающего агента - соляную кислоту или реагент CSE-0713 и дополнительно - фторид аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%: AC-CSE-1313 марки А, 3,0-6,0, соляная кислота (на HCl) или реагент CSE-0713 (на HCl) 3,0-8,0, фторид аммония 0,1-1,0, вода минерализованная - остальное. Технический результат - повышение эффективности, расширение ресурсов. 8 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - снижение фильтратоотдачи, снижение пластической и условной вязкостей. Жидкость-песконоситель для реализации щелевой гидропескоструйной перфорации содержит, мас. %: ксантановую камедь 0,2-0,25; кальцинированную соду 0,1-0,2; формиат натрия 5-20; поверхностно-активное вещество ГФ-1 марки K 0,1-0,25; воду остальное. 1 табл., 3 пр.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и вскрытии продуктивных пластов. Буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок 5-8; полиэлектролит ВПК-402 3-5; водорастворимый эфир целлюлозы 0,3-1,2; воду - остальное. Изобретение позволяет снизить расход полиэлектролита ВПК-402 и улучшить структурно-реологические и фильтрационные показатели раствора. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 10 пр.

Изобретение относится к получению высокопроницаемой набивки расклинивающего агента при гидроразрыве. Способ увеличения проницаемости набивки из расклинивающего агента внутри разрыва, включающий: введение в, по меньшей мере, часть разрыва в подземном пласте смеси множества расклинивающих агентов и множества частиц, чтобы сформировать набивку из расклинивающего агента, где, по меньшей мере, часть частиц являются разрушаемыми частицами, причем часть частиц, являющаяся разрушаемыми частицами, содержит разрушаемый металл в форме прессованного продукта из относительно менее разрушаемых порошков, где сам прессованный продукт является относительно более разрушаемым, и разрушение, по меньшей мере, части частиц, чтобы создать набивку из расклинивающего агента, имеющую относительно более высокую проницаемость по сравнению с проницаемостью набивки из расклинивающего агента перед разрушением. Смесь, содержащая множество расклинивающих агентов и множество частиц, где, по меньшей мере, часть частиц представляет собой разрушаемый металл в форме прессованного продукта из относительно менее разрушаемых порошков, где сам прессованный продукт является относительно более разрушаемым. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 2 н. и 24 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к цементным композициям и способам снижения захвата воздуха в цементных композициях. Способ снижения захвата воздуха в цементной композиции, включающий: (a) добавление пеногасящей композиции к цементной композиции, где пеногасящая композиция содержит эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера; (b) смешивание пеногасящей композиции и цементной композиции с образованием смеси; и (c) оставление смеси для схватывания с получением твердого цемента; где пеногасящая композиция способствует снижению захвата воздуха в цементной композиции по сравнению с цементной композицией, не содержащей пеногасящую композицию; где эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера представляет собой продукт реакции диэтерификации полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера и органической кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой кислоты, стеариновой кислоты, субериновой кислоты, азелаиновой кислоты, себациновой кислоты, фталевой кислоты, изофталевой кислоты, терефталевой кислоты и их смесей. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - предотвращение пенообразования. 3 н. и 26 з.п. ф-лы, 8 пр., 8 табл.
Изобретение относится к способам и системам обработки скважин. Способ обработки скважины, включающий перемещение растворителя от первого источника жидкости к первому насосу, перемещение смачивающей жидкости от второго источника жидкости ко второму насосу, подачу смачивающей жидкости через смеситель полимера, используя второй насос, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель полимера и объединение в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей нерастворенный полимер, объединение суспензии с растворителем выше по потоку от входа в первый насос и, используя первый насос, подачу суспензии, объединенной с растворителем, в резервуар для геля, растворение полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины. Способ обработки скважины, включающий перемещение растворителя от первого источника жидкости к первому насосу, перемещение смачивающей жидкости от второго источника жидкости ко второму насосу, подачу смачивающей жидкости через смеситель полимера, используя второй насос, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель полимера и объединение в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей нерастворенный полимер, увеличение времени растворения полимера подачей буферного агента в смачивающую жидкость до объединения смачивающей жидкости и полимера, объединение суспензии с растворителем, используя первый насос, подачу суспензии, объединенной с растворителем, в резервуар для геля, растворение полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины. Способ обработки скважины, включающий: используя всасывающий насос, подачу гидратирующей жидкости из источника жидкости по всасывающей линии к всасывающему насосу и от всасывающего насоса по нагнетательной линии в резервуар для геля, используя подкачивающий насос, подачу части гидратирующей жидкости от всасывающей линии всасывающего насоса в качестве смачивающей жидкости через впускную линию закольцованной цепи смешения к подкачивающему насосу и от него через выпускную линию закольцованной цепи смешения назад к всасывающей линии всасывающего насоса, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель по выпускной линии закольцованной цепи смешения и смешивание в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей негидратированный полимер, течение суспензии по выпускной линии закольцованной цепи смешения в гидратирующую жидкость во всасывающую линию всасывающего насоса, используя всасывающий насос, подачу объединенных суспензии и гидратирующей жидкости в резервуар для геля, используя расходомер на нагнетательной линии всасывающего насоса или на всасывающей линии всасывающего насоса между выпускной линией закольцованной цепи смешения и всасывающим насосом, определение скорости потока объединенных суспензии и гидратирующей жидкости, используя устройство управления технологическим процессом, связанного с возможностью управления с устройством подачи полимера и всасывающим насосом, регулирование скорости подачи полимера на основе скорости потока или регулирование скорости потока на основе скорости подачи полимера, гидратацию полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины. Система обработки скважины, содержащая резервуар для геля и подсистему смешения полимера, включающую первый насос, всасывающую линию к первому насосу и нагнетательную линию от первого насоса, закольцованную цепь смешения, включающую указанный второй насос, впускную линию закольцованной цепи смешения ко второму насосу от всасывающей линии первого насоса и выпускную линию закольцованной цепи смешения от второго насоса назад к всасывающей линии первого насоса, выпускная линия закольцованной цепи смешения включает смеситель полимера, устройство подачи полимера, выполненное с возможностью подачи полимера в смеситель полимера, расходомер на нагнетательной линии первого насоса или на всасывающей линии первого насоса между выпускной линией закольцованной цепи смешения и первым насосом, устройство управления технологическим процессом с возможностью управления, связывающим скорость подачи полимера, обеспечиваемую устройством подачи полимера, со скоростью потока, определяемой расходомером. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности геля. 4 н. и 17 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх