Состав для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа



Состав для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа
Состав для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа
Состав для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа

 


Владельцы патента RU 2599150:

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности предотвращения выпадения солей в течение длительного времени эксплуатации скважины за счет снижения межфазного натяжения на границе «нефть - ингибирующий раствор» и образования прочных силикатных пленок, включающих в себя ингибитор, на поверхности породообразующих минералов. Состав для предотвращения образования отложений солей во внутрискважинном оборудовании содержит, мас.%: оксиэтилидендифосфоновую кислоту 1-3; соляную кислоту 7-10; бифторид аммония 1-2; неионогенное поверхностно-активное вещество 0,1-0,2; воду остальное. 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа из скважин.

Известен состав для предотвращения карбонатных, сульфатных, железноокисных отложений (патент RU №2146232, опубл. 10.03.2000 г.), а также разрушения отложений карбонатных солей на тепломассопередающих поверхностях. Состав содержит, мас. %: оксиэтилендифосфоновую кислоту (ОЭДФ) 15-40, соединение цинка 0,1-7,0, лигносульфонат натрия 10-30 и воду. Помимо эффективного предотвращения образования солевых отложений и ингибировании коррозии состав препятствует ионному обмену железа с кислотной частью реагента.

Недостатком состава является высокая температура замерзания, а следовательно, сложность его использования в регионах холодного климата, а также недостаточно высокая термостойкость.

Известен состав для предотвращения выпадения солей (патент RU №2122981, опубл. 10.12.1998 г.), содержащий, мас. %: оксиэтилидендифосфоновую кислоту 8-16, алканоламин 6-8, этиленгликоль 20-42, вода остальное.

Недостатком состава является то, что при добыче нефти из коллекторов с низкой проницаемостью или при высоком горном давлении для его дозировки приходится использовать глубинный дозатор. При использовании глубинного дозатора с ограниченным объемом и большом дебите добывающей скважины, т.е. при большом расходе ингибирующего состава, заполнение контейнера приходится производить 1-3 раза в квартал. Это связано с подъемом и спуском глубинного оборудования, что достаточно дорого и экономически нецелесообразно.

Известен состав для предотвращения выпадения солей (патент RU №2230766, опубл. 20.06.2004 г.), содержащий, вес.%: 0,1-0,125 полиаминометилфосфоновую кислоту, 0,375-0,9 натриевой соли полиакриловой кислоты, остальное - вода. В данном изобретении полиаминометилфосфоновой кислотой является ингибитор ПАФ 13А.

Недостатком состава является то, что эффективность данной смеси не превышает 70%.

Наиболее близким решением, взятым за прототип, является состав (патент RU №2070910, опубл. 27.12.1996 г.), который содержит нитрилотриметиленфосфоновую кислоту (НТФ), кремнефтористоводородную (КФВК) и соляную кислоты. Получаемая при взаимодействии КФВК с соляной кислотой плавиковая кислота взаимодействует с силикатными и алюмосиликатными минералами, увеличивая шероховатость породы при химическом взаимодействии и тем самым увеличивая поверхность контакта ингибитора с породой.

Однако недостатком состава является то, что используется опасная в обращении кремнефтористоводородная кислота.

Техническим результатом изобретения является предотвращение выпадения солей в течение длительного времени эксплуатации скважины за счет снижения межфазного натяжения на границе «нефть - ингибирующий раствор» и образования прочных силикатных пленок, включающих в себя ингибитор, на поверхности породообразующих минералов.

Технический результат достигается тем, что состав для предотвращения образования отложений солей во внутрискважинном оборудовании, содержащий соляную кислоту, дополнительно содержит оксиэтилидендифосфоновую кислоту, бифторид аммония, неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ, при следующих соотношениях компонентов, мас. %:

Оксиэтилидендифосфоновая кислота 1-3
Соляная кислота 7-10
Бифторид аммония 1-2
Неионогенное ПАВ 0,1-0,2
Вода Остальное

Состав для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа поясняется следующими фигурами:

фиг. 1 - Результаты определения межфазного натяжения на границе «нефть - кислотный раствор» растворов бифторида аммония и соляной кислоты.

Фиг. 2 - Межфазное натяжение на границе «нефть - кислотный раствор» с различным содержанием ОЭДФ.

Фиг. 3 - Оценка эффективности ингибиторов солеотложения.

Фиг. 4 - Изменение концентрации раствора ингибитора в процессе адсорбции на пласте.

Фиг. 5 - Изменение концентрации раствора ингибитора в процессе десорбции.

Для улучшения сорбционных свойств ингибиторов солеотложения на горной породе рекомендована их закачка в смеси со слабыми растворами кислот, которые обнажают гидрофобизированную нефтяной пленкой поверхность с увеличением ее площади для контакта с ингибитором. Так, обработку пласта НТФ проводят в смеси с соляной кислотой. Благодаря кислотному реагенту происходит отторжение пленочной нефти с поверхности породы за счет снижения межфазного натяжения в системе «порода - нефть - ингибирующий раствор». Соляная кислота взаимодействует с карбонатными минералами, и таким образом увеличивается площадь адсорбции ингибитора на породе.

Эффективность заявляемого состава оценивалась в лабораторных условиях. Разработка и испытания композиции в лабораторных условиях осуществлялась в несколько этапов. Вначале определялось межфазное натяжения на границе «нефть - кислотные растворы» и подбиралось оптимальное содержание в растворе соляной кислоты и бифторида аммония. На втором этапе определялась концентрация ОЭДФ, обеспечивающая необходимое снижение межфазного натяжения на границе «нефть - кислотный раствор».

В лабораторных условиях был исследован интервал концентраций бифторида аммония 0-5% в кислотных растворах, а содержание соляной кислоты изменялось в пределах 3-15%, т.е. в пределах значений, которые рекомендуются для обработки терригенных и карбонатных коллекторов.

Результаты лабораторных определений межфазного натяжения растворов на границе «нефть - кислотный раствор» показаны в таблице на фиг. 1.

Повышение концентрации реагентов снижает величину межфазного натяжения, причем большее влияние на это оказывает соляная кислота. Наиболее оптимальными концентрациями являются 0,5-2% бифторида аммония и 7-10% соляной кислоты. При этих сочетаниях межфазное натяжение композиции на границе «нефть - кислотный раствор» составляет 6,89-3,98 мН/м.

Добавление к растворам ОЭДФ позволяет дополнительно снизить межфазное натяжение. Для закачки в ПЗС рекомендуется применять 1-5% раствор ОЭДФ. Для того чтобы выявить степень снижения межфазного натяжения раствора при добавлении ОЭДФ, были взяты следующие концентрации компонентов: бифторид аммония с содержанием 0,5-2%, соляная кислота с содержанием 7-10% и ОЭДФ в интервале 0,5-5%. В таблице на фиг. 2 приведены результаты определения межфазного натяжения раствора на границе «нефть - кислотный раствор» с различным содержанием ОЭДФ.

Из фиг. 2 видно, что даже незначительные концентрации ОЭДФ приводят к существенному снижению межфазного натяжения. Этот эффект заметен до содержания в растворе ОЭДФ в количестве 3%. Таким образом, оптимальной концентрацией принято содержание ОЭДФ 1-3%. Дальнейшее снижение межфазного натяжения было достигнуто добавлением к ингибирующему раствору неионогенного ПАВ (НПАВ).

Согласно полученным результатам, в качестве реагентов для закачки в пласт изучались следующие композиции №1 и №2 соответственно:

1) 3% ОЭДФ+1% NH4F+7% НСl+0,1% НПАВ+вода - остальное;

2) 1% ОЭДФ+2% NH4F+10% НСl+0,1% НПАВ+вода - остальное.

Оценка эффективности действия композиций по способности предотвращения осадкообразования проводилась по стандарту NACE ТМ 0374-2007 в растворе жидкости усредненной модели пластовой воды.

Испытания были проведены при температуре 25°С, время экспозиции составило 24 часа. Использованная в опытах модель воды имела следующий ионный состав: Ва2+=410 мг/л, SO2-4=470 мг/л, Na+=11910 мг/л, Cl-=18200 мг/л. Результаты экспериментов представлены в таблице на фиг. 3.

Для определения адсорбционно-десорбционной характеристики ингибирующих составов проведены фильтрационные исследования. Фильтрационные эксперименты по моделированию нефтяной скважины были проведены на естественных кернах.

Учитывая то обстоятельство, что исходные концентрации фосфорорганических реагентов в ингибирующих композициях различны, то сравнивать можно только динамику относительных концентраций растворов. При этом относительная концентрация определяется отношением их текущей концентрации к исходной.

На фиг. 3 приведены результаты определения относительных концентраций фосфорорганических реагентов в ингибирующих композициях в процессе адсорбции.

Лабораторные исследования показали, что предельная адсорбция достигается при прокачке девяти поровых объемов для композиций под №1 и №2.

Сопоставляя относительные концентрации реагентов при адсорбции, можно сделать вывод, что адсорбция протекает быстрее при применении ингибирующих составов под №1 и №2. Более равномерная адсорбция наблюдается у состава под №2.

После того, как керн оставили на 24 часа для установления адсорбционного равновесия, через него прокачали пластовую воду для вытеснения ингибирующей композиции. На фиг. 4 показаны результаты определения относительных концентраций композиций при десорбции.

Предельная концентрация ОЭДФ для предотвращения отложения солей составляет 5-10 мг/л, ей соответствует относительная концентрация 0,0001 д.ед.

Согласно фиг. 5 при использовании композиции под №1 эффективная защита от выпадения солей при аналогичных условиях сохраняется при прокачке 46 поровых объемов воды, а композиции под №2 - при прокачке 42 поровых объемов воды.

Эффективность разработанной композиции объясняется механизмом воздействия на породу кислотными добавками, входящими в ее состав.

Бифторид аммония, растворяясь в соляной кислоте, частично ее нейтрализует и в результате этой реакции образуется плавиковая кислота и хлористый аммоний.

Реакция происходит по следующей схеме:

Фтористый водород способен реагировать с силикатными и алюмосиликатными минералами, при этом происходит интенсивное разъедание поверхности контакта. Наиболее активно плавиковая кислота взаимодействует с алюмосиликатами, присутствующими в каолиновых глинах, аргиллитах и других горных пород.

Образующаяся в результате взаимодействия соляной кислоты с бифторидом аммония плавиковая кислота реагирует с кварцем и каолином, входящими в состав терригенных коллекторов по следующей схеме:

В дальнейшем происходит взаимодействие образовавшегося фтористого кремния SiF4 с водой:

Образовавшаяся в результате реакции КФК - H2SiF6 остается в растворе, а гидрат окиси кремния Si(OH)4 может из золя превратиться в студнеобразный гель по мере снижения кислотности раствора. Получившийся гель в свою очередь может очень легко запечатать поры пласта, тем самым снизив проницаемость породы. Для предупреждения этого при обработке терригенных коллекторов употребляется смесь фтористой и соляной кислот. Соляная кислота необходима для поддержания повышенной кислотности среды и удержания кремниевой кислоты в растворе, предотвращая образование геля из гидрата окиси кремния. Кроме того, если в составе пород пласта содержатся карбонаты кальция и магния, то в процессе их реакции с фтористой кислотой образуются труднорастворимые фториды кальция и магния. Этому препятствует соляная кислота. Также соляная кислота способна изменить смачиваемость породы, очистив ее поверхность от пленки нефти. Благодаря этому достигается равномерная и более полная адсорбция ингибитора солеотложения.

За счет разъедания плавиковой кислотой поверхности силикатных пород обеспечивается увеличение их площади и соответственно степени адсорбции на этой поверхности химической композиции. Ингибирующий раствор будет проникать в состав силикатных золей, которые покрывают поверхность контакта ингибитора с силикатными минералами. За счет этого десорбироваться из пласта он будет медленнее, так как силикатные пленки золя в составе с ингибитором значительно устойчивее к вымыванию. Что и ведет к тому, что период десорбции повышается, а из этого можно сделать вывод, что увеличивается и эффективность применения ингибитора солеотложения.

Таким образом, заявляемый многокомпонентный состав для получения наибольшего ингибирующего действия по отношению к неорганическим солям является весьма перспективным. Образующаяся в результате взаимодействия бифторида аммония с соляной кислотой плавиковая кислота реагирует с силикатами породы - коллектора и позволяет увеличить контакт ингибитора с ее поверхностью, а в сочетании с ПАВ значительно снизить межфазное натяжение на границе «нефть - ингибирующий раствор». Таким образом, увеличивается адсорбционно-десорбционная способность композиции. Поскольку продуктами реакции являются силикатные золи, то такое взаимодействие ведет к увеличению шероховатости пород, образованию прочных силикатных пленок и, следовательно, увеличению площади поверхности адсорбента, за счет чего увеличивается и величина адсорбции комплексонов. Кроме того, гелеобразная консистенция, образующаяся при реакции, способствует равномерной и медленной десорбции ингибитора. Неионогенное ПАВ позволяет дополнительно к действию кислотных добавок снизить межфазное натяжение в системе «порода - нефть - ингибирующий раствор». Кроме того, присутствие ПАВ в склонных к солеотложению водах оказывает положительный эффект для торможения процесса агрегирования нерастворимых кристаллов из пересыщенных растворов.

Объектами для проведения обработок являются эксплуатационные скважины, осложненные формированием отложений солей в подземном оборудовании и продуктивном пласте.

Состав для предотвращения образования отложения солей во внутрискважинном оборудовании, содержащий соляную кислоту, отличающийся тем, что он дополнительно содержит оксиэтилидендифосфоновую кислоту, бифторид аммония, неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ при следующих соотношениях компонентов, мас.%:

Оксиэтилидендифосфоновая кислота 1-3
Соляная кислота 7-10
Бифторид аммония 1-2
Неионогенное ПАВ 0,1-0,2
Вода остальное



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к вязкоупругим текучим средам, загущенным кислым композициям, а также к способам их использования. Водная вязкоупругая текучая среда для обработки подземного пласта, содержащая по меньшей мере одну композицию гелеобразующего вещества, где указанная композиция гелеобразующего вещества содержит по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество приведенной общей формулы, и систему растворителей, которая содержит воду, одноатомный спирт и двухатомный или многоатомный спирт, при массовом соотношении указанного одноатомного спирта и указанного двухатомного или многоатомного спирта от 1,0 до 2,2.

Настоящее изобретение относится к использованию неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ, растворимого в диоксиде углерода, для интенсифицированной нефтедобычи.
Настоящее изобретение относится к деформируемым проппантам и способам обработки подземного пласта с их использованием. Способ обработки подземного пласта включает нагнетание в подземный пласт текучей композиции, которая содержит текучую среду и деформируемый проппант, имеющий взаимопроникающую полимерную сетку, образованную из первого полимерного компонента и второго полимерного компонента.

Изобретение относится к применению композиции ускорителя схватывания для неорганических связующих веществ, которая содержит по меньшей мере один водорастворимый гребенчатый полимер, включает структурные единицы (мет)акриловой кислоты, малеиновой кислоты, полиалкиленгликольвиниловых эфиров, полиалкиленгликольаллиловых эфиров и полиалкиленгликолевых эфиров (мет)акриловой кислоты и частицы гидрата силиката кальция при цементировании буровых нефтяных и газовых скважин в областях вечной мерзлоты и в шельфовой зоне, причем гребенчатый полимер представляет собой сополимер, который на основной цепи имеет боковые цепи, включающие полиэфирные функциональные группы, а также кислотные функциональные группы, а частицы гидрата силиката кальция являются менее чем 5 мкм, преимущественно менее чем 1 мкм, более предпочтительно менее чем 500 нм, особенно предпочтительно менее чем 200 нм и в особенности менее чем 100 нм.

Изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в особенности к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Согласно способу проходят по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину.

Группа изобретений относится к буровой промышленности. Технический результат - увеличение эффективности ингибирования глинистой нестабильности.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с НПАВ и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - ВОА, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении 0,15-45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА и ПАА при следующем содержании компонентов, мас.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам получения тампонажных составов для гидроизоляции сооружений в породах водорастворимых солей. Технический результат изобретения заключается в получении тампонажного состава, повышающего надежность гидроизоляции подземных сооружений в условиях водорастворимых солей за счет гидроизоляции поверхности сооружения в широком диапазоне регулируемого времени, температуры и степени минерализации воды.

Изобретение относится к способу и к композиции, используемым в операциях цементирования, в том числе к способу цементирования, который может включать обеспечение отверждаемой композиции, содержащей волластонит, пемзу, известь и воду, причем в упомянутой композиции волластонит может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы, а пемза может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненного неоднородного пласта с применением химических реагентов.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к ремонтно-изоляционным работ в скважинах с применением тампонажных составов. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет использования тампонажного состава с более высокой герметизирующей способностью. Способ ремонтно-изоляционных работ - РИР в скважине включает приготовление и закачку в скважину тампонажного состава, содержащего структурообразующий реагент, инициатор структурообразования и армирующее волокно. В качестве структурообразующего реагента в тампонажном составе используют портландцемент тампонажный или гельцемент, состоящий из смеси портландцемента тампонажного и глинопорошка в количестве 5-20% от массы портландцемента тампонажного, либо жидкое стекло или кремнийорганические продукты, или полиакриламид, или гидролизованный полиакрилонитрил, или фосфогипс. В качестве инициатора структурообразования используют пресную воду или соли поливалентных металлов (хлористого кальция, алюмохлорида, ацетата хрома, минерализованной пластовой воды), в качестве армирующего волокна используют синтетическое волокно строительное микроармирующее - ВСМ или минеральное армирующее волокно - базальтовое, причем диаметр волокна составляет 10-35 мкм, а длина - 3-18 мм, волокно добавляют в количестве 0,5-5 кг на 1 м3 тампонажного состава. Закачку тампонажного состава осуществляют несколькими порциями в зависимости от удельной приемистости нарушения, так, при удельной приемистости нарушения от 1,5 до 4 м3/(ч·МПа) закачку начинают с использованием волокна с увеличением его длины по мере закачивания от 3, 6, 12 и до 18 мм, а при удельной приемистости от 4 до 20 м3/(ч·МПа) несколькими порциями с уменьшением длины волокна от 18, 12, 6 и до 3 мм. 1 табл.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, преимущественно к бурению в условиях высоких температур, неустойчивых глинистых пород и при вскрытии продуктивных пластов. Технический результат изобретения - повышение термоустойчивости раствора. Буровой раствор включает, мас. %: глинопорошок ПБМВ 3,74-5,46; полиэлектролит Росфлок 99М; углеводородные соединения 6,33-8,55; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым в качестве технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений для глушения и консервации скважин, для ликвидации межколонных давлений путем гидрозатвора при цементировании с недоподнятием цемента до устья для создания противодавления. Технический результат изобретения - сохранение стабильных технологических показателей в течение цикла эксплуатации без ограничений сроков годности и повышение показателя плотности. Технологическая жидкость для капитального ремонта скважин, включающая спирт, ингибитор и воду, содержит в качестве спирта многоатомный спирт: глицерин, или триэтиленгликоль, или пропиленгликоль, а в качестве ингибитора - бромид кальция и бромид или иодид цинка при следующем соотношении компонентов, мас.%; многоатомный спирт 10-15, CaBr2 20-50, ZnBr2 или ZnI2 20-50, вода остальное. 1 табл.
Изобретение относится к способу цементирования, включающему: введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей размолотый невспученный перлит, портландцемент, перемолотый с пумицитом, и воду; и предоставление возможности способной к схватыванию композиции схватиться. Изобретение также относится к способной к схватыванию композиции, содержащей размолотый невспученный перлит, портландцемент, перемолотый с пумицитом, и воду. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 6 табл.

Изобретение относится к операциям обработки скважин с использованием реагентов. Композит для обработки скважин, содержащий реагент для обработки скважин и обожженный пористый оксид металла, где пористость и проницаемость обожженного пористого оксида металла является такой, что реагент для обработки скважин адсорбируется во внутрипоровых пространствах пористого оксида металла, и кроме того: площадь поверхности обожженного пористого оксида металла составляет от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 10 м2/г, диаметр частиц 0,1 3 мм и объем пор указанного оксида металла от 0,01 до 0,10 см3/г. По другому варианту композит для обработки скважин, вводимый в подземный пласт, содержит реагент для обработки скважин и обожженный пористый оксид металла, где пористость и проницаемость указанного оксида такая, что указанный реагент абсорбируется во внутрипоровых пространствах пористого оксида алюминия, и реагент способен десорбироваться при постоянной скорости в течение продолжительного периода времени в пластовой текучей среде, содержащейся в подземном пласте. Расклинивающий наполнитель, содержащий указанный выше последний композит, где не более 15% расклинивающего наполнителя раздавливается при смыкающем напряжении, составляющем 10000 фунтов на квадратный дюйм (68,95 МПа), когда композит содержит 10 мас.% реагента для обработки скважин. Способ обработки подземного пласта, пронизанного стволом скважины, включающий закачивание в ствол скважины текучей среды для обработки скважин, содержащей указанный выше композит. Способ стимуляции подземного пласта, включающий закачивание в пласт текучей среды для обработки скважин, содержащей указанный выше композит. Способ обработки подземного пласта, включающий введение в подземный пласт или ствол скважины, пронизывающий подземный пласт, указанный выше композита. Способ ингибирования или регулирования скорости высвобождения реагента для обработки скважин в подземном пласте или в стволе скважины путем введения в пласт или ствол скважины указанного выше композита, который после однократной обработки имеет продолжительность действия, составляющую, по меньшей мере, шесть месяцев. Способ ограничения поступления песка в ствол скважины, пронизывающий подземный пласт, включающий: введение в ствол скважины суспензии указанного выше композита и текучего носителя, помещение композита вблизи подземного пласта для образования проницаемого текучей средой уплотнения, способного уменьшать или практически предотвращать прохождение пластовых частиц из подземного пласта в ствол скважины при одновременном свободном прохождении пластовых текучих сред из подземного пласта в ствол скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 8 н. и 19 з.п. ф-лы, 9 пр., 5 табл., 6 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Техническим результатом изобретения является повышения долговечности и надежности слоя тампонажного материала, образовавшегося после отверждения на поверхности стенок обрабатываемой скважины. Способ изготовления тампонажного материала для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах включает расслоение фенолоформальдегидной смолы путем ее выдержки не менее суток до появления на ее поверхности жидкого слоя с последующим отделение нижнего осевшего и верхнего слоев. После чего в части верхнего слоя, содержащей 5-10% от объема указанной смолы, растворяют 0,1-1% негашеной извести от массы указанной смолы. Затем осуществляют перемешивание растворенной части верхнего слоя с оставшейся частью верхнего слоя и нижним осевшим слоем, в котором предварительно растворяют эпоксикарбазолилпропан в количестве 10-20% от массы исходной фенолоформальдегидной смолы, с последующим добавлением отвердителя. 2 з.п. ф-лы, 5 пр.
Настоящее изобретение относится к способам снижения потерь буровой жидкости и других жидкостей для подземного ремонта скважин в подземной формации во время бурения или сооружения буровых скважин в указанной формации. Технический результат заключается в получении отверждаемого состава, который способен подвергаться полимеризации свободных радикалов с in situ формированием материала для предотвращения потерь. Способ содержит подачу в скважину отверждаемого состава, содержащего органическое вещество, способное подвергаться свободнорадикальной (со)полимеризации, описанной следующей формулой: , где x - это целое число от 1 до 8; Fp - производное винилового эфира, сложного винилового эфира, аллилового эфира, сложного эфира аллилового спирта, винилкетона, стирола, α-метилстирола, виниламида, аллиламида, акриламида, малеата, фумарата или (мет)акрилата; L - органическая группа, содержащая (замещенную) ароматическую или (замещенную) алифатическую группу, содержащую один и более O, N, S или их сочетания; а Q отвечает замещенному или незамещенному одно- или многовалентному органическому радикалу, производному из полиалкиленоксидполиола, полиалкиленоксида с концевой аминной группой, полиолефина с гидроксильной концевой группой, полиолефина с концевой аминной группой, силикарбинола, (со)полистирольного полимера или их смесей. Вторая стадия заключается в отверждении указанного состава в скважине in situ. 10 з.п. ф-лы, 6 ил., 1 табл.
Наверх