Применение гиперразветвленного полилизина в качестве ингибитора глинистых сланцев



Применение гиперразветвленного полилизина в качестве ингибитора глинистых сланцев
Применение гиперразветвленного полилизина в качестве ингибитора глинистых сланцев

 


Владельцы патента RU 2601671:

БАСФ СЕ (DE)

Изобретение относится к добыче нефти и газа. Технический результат - нетоксичность, биоразлагаемость ингибитора глинистых сланцев. Гиперразветвленный полилизин применяют в развитии, эксплуатации и завершении подземных залежей минерального масла и природного газа и в глубоких скважинах, особенно в качестве ингибитора глинистых сланцев в основанных на воде буровых глинистых растворах, растворах, используемых при завершении скважины, или жидкостях для воздействия на пласт, степень разветвления полилизина составляет от 10 до 99.9%, предпочтительно от 20 до 99%, более предпочтительно от 20 до 95%, молекулярная масса полилизина находится в диапазоне 500-10000 г/моль, предпочтительно в диапазоне 750-7500 г/моль, более предпочтительно в диапазоне 750-5000 г/моль, и особенно в диапазоне 750-1500 г/моль. 4 з.п. ф-лы, 1 ил., 4 табл., 6 пр.

 

Настоящее изобретение относится к применению гиперразветвленного полилизина в развитии, эксплуатации и завершении подземных залежей минерального масла и природного газа, и в глубоких скважинах.

Глинистый сланец - прекрасная непроницаемая осадочная порода, состоящая из глины и других минералов. Это - одна из наиболее распространенных горных пород, которые нужно сверлить в месторождениях нефти, чтобы добраться до нефтяного слоя. Из-за его высокого процента ионнозаряженной глины, сланцу присуща большая тенденция раздуваться от воды. Это делает его очень проблематичной горной породой в глубоких скважинах с основанными на воде буровыми глинистыми растворами. "Ингибитор глинистых сланцев" обладает функцией препятствования тому, чтобы глинистый сланец раздувался от воды.

ЕР 0634468 А1 описывает добавки для буровых глинистых растворов и способы, которые предотвращают набухание глины в подземных скважинах. В одном варианте осуществления, тригидроксиалкиламин реагирует с алкилированным галидом или растворимьм в воде четвертичным амином до получения кватернизированного тригидроксиалкиламина. Продукты реакции могут также включать конденсированные продукты реакции кватернизированных тригидроксиалкиламинов. В дополнительном варианте осуществления применяется холиновое производное. Кватернизированные продукты реакции и холиновые производные известны низкой токсичностью и хорошей совместимостью с анионными компонентами бурового глинистого раствора. Есть сообщения об улучшении реологических свойств буровых глинистых растворах и улучшении экологической совместимости и совместимости с буровыми глинистыми растворами.

US 6,484,821 В1 описывает основанный на воде буровой глинистый раствор для бурения посредством формирований, включающих водонабухаемый глинистый сланец. Он предпочтительно включает основанную на воде непрерывную фазу, утяжеляющий материал и ингибирующий набухание глинистых пород агент формулы H2N-R-{OR′}х-Y, где R и R′ каждый представляют собой алкиленовые группы, имеющие 1-6 атомов углерода и х соответствует величине от около 1 до около 25. Группа V должна быть аминной или алкоксигруппой, предпочтительно первичным амином или метоксигруппой. Ингибирующий набухание глинистых пород агент должен присутствовать в концентрации, достаточной для сокращения набухания глинистого сланца. ЕР 1257610 В1, который является параллельным с US 6,484,821 В1, более точно определяет соединение формулы H2N-СН(СН3)СН2-{ОСН2СН(СН3)}х-NH2 в качестве ингибитора глинистых сланцев, где х имеет величину меньше чем 15.

WO 2008/031806 А1 описывает нейтральные или соленого типа продукты конденсации С4-10-дикарбоновых кислот с алканоламинами, диаминами или полиалкиленаминами в качестве ингибиторов глинистых сланцев.

US 5,149,690 описывает добавки бурового глинистого раствора, которые подавляют набухание сланца в форме полиамидов и полиаминокислот как продукты реакции алифатической кислоты с алифатическим полиамином. "Полиаминокислоты", упомянутые там, структурно несравнимы с полилизином, особенно потому что у них есть свободные кислотные функции, тогда как у полилизина есть свободные аминные функции.

Химические материалы для применений в морской прибрежной зоне должны соответствовать строгим экологическим инструкциям. Они должны быть нетоксичными и биоразлагаемыми, и не должны быть биоаккумулируемыми; смотри http://www.cefas.defra.qov.uk, особенно http://www.cefas.defra.gov.uk/industry-information/offshore-chemical-notification-scheme.aspx, http://www.cefas.defraa.gov.uk/industry-information/offshore-chemical-notification-scheme/ocns-ecotoxicology-testing.aspx и http://www.cefas.defraa.gov.uk/industry-information/offshore-chemical-notification-scheme/hazard-assessment.aspx (найдено 01.06.2011).

Проблемой, которая лежала в настоящем изобретении, было обеспечить нетоксичный биоразлагаемый не-биоаккумулируемый выгодный ингибитор глинистых сланцев.

Эта задача достигается при помощи признаков независимого пункта формулы изобретения. Зависимые пункты формулы изобретения относятся к предпочтительным вариантам осуществления.

Было найдено, неожиданно, что гиперразветвленный полилизин, особенно кватернизированный гиперразветвленный полилизин, является очень хорошим ингибитором глинистых сланцев и он также является биоразлатаемым.

Настоящее изобретение обеспечено для применения гиперразветвленного полилизина в развитии, эксплуатации и завершении подземных залежей минерального масла и природного газа, и в глубоких скважинах, особенно в качестве ингибитора глинистых сланцев в основанных на воде буровых глинистых растворах, растворах, используемых при завершении скважины, или жидкостях для воздействия на пласт для интенсификации притока в скважине подземных залежей минерального масла и природного газа.

В контексте настоящего изобретения, родовой термин "полилизин" включает с прямой цепью, разветвленные, гиперразветвленные и дендримерные полилизины. Полилизин представляет собой продукт поликонденсации аминокислотного лизина. Полилизин может иметь следующую общую формулу (I), так как концевая ε-аминофункция молекулы более легко доступна к дополнительной конденсации, чем α-аминогруппа.

Однако α-аминогруппа также проявляет определенную реакционную способность и таким образом получают разветвленные, гиперразветвленные и даже дендримерные полилизины. В нашей заявке WO 2007/060119 А1 мы описываем синтезы, которые приводят к гиперразветвленным полилизинам.

Для определения гиперразветвленных и дендримерных полимеров, также смотри Р.J. Flory, J. Am. Chem. Soc. 1952, 74, 2718 и Н. Frey et al., Chemistry - А European Journal, 2000, 6, No. 14, 2499.

Термин "гиперразветвленный" в контексте настоящего изобретения должен быть понят в значении, что степень разветвления (СР) составляет 10-99.9%, предпочтительно 20-99%, более предпочтительно 20-95%. "Дендримерный", напротив, должен быть понят в значении, что степень разветвления составляет 99.9-100%. Эти определения соответствуют определениям согласно WO 2007/060119 А1.

Степень разветвления гиперразветвленного полилизина изобретения определяется как

СР [%]=100*(Т+Z)/(Т+Z+L),

где Т означает среднее число концевых мономерных единиц, Z означает среднее число разветвленных мономерных единиц и L означает среднее число линейных мономерных единиц. Для определения степени разветвления, смотри также Н. Prey et al., Acta Polym. 1997, 48, 30.

Молекулярная масса (Mw) гиперразветвленного полилизина изобретения находится в диапазоне 500-10000 г/моль, предпочтительно в диапазоне 750-7500 г/моль, особенно в диапазоне 750-5000 г/моль и особенно в диапазоне 750- 1500 г/моль.

Атомы азота полилизина предпочтительно кватернизованы С1-4-алкильными группами. Применяемый кватернизирующий агент, например, может быть С1-4-галоалканом, особенно бром- или йодалканом, или диметилсульфатом. Предпочтение отдают фактически полной кватернизации. Это может быть определено, например, применяя аминовое число кватернизированного полилизина, то есть такое количество КОН в мг, которое эквивалентно остающемуся аминовому содержанию 1 г полилизина. Более предпочтительно никакие свободные аминовые функции больше не присутствуют в кватернизированном полилизине.

Полилизин соответственно применяется в концентрации от 1 до 30 г/л, предпочтительно от 3 до 25 г/л и особенно от 5 до 10 г/л воды. Предпочтительно его применяют вместе с водоудерживающими средствами, модификаторами реологии, диспергаторами, разбавителями, смазками и/или другими композициями, обычно применяемыми в буровых глинистых растворах, растворах, используемых при завершении скважины, или жидкостях для воздействия на пласт.

Способность к биоразложению полилизина, применяемая в соответствии с изобретением, измеренная методом, описанным в "OECD Guidelines for Testing of Chemicals - 1992 OECD 306: BiOdegradability in Seawater, Closed Bottle Method", предпочтительно составляет, по меньшей мере, 15% после 28 дней и предпочтительно по меньшей мере 50% после 60 дней.

Настоящее изобретение теперь иллюстрировано подробно при помощи примеров, которые следуют в отношении приложенного рисунка. Рисунок показывает графическое изображение величин по вискозиметру Фэнна 35 согласно Таблице 2.

ПРИМЕРЫ

Получение полилизинов

Пример 1:

В четырехгорлую колбу на 4 л, оборудованную мешалкой, внутренним термометром, газовой входной трубой и нисходящим холодильником с вакуумной связью и собирающим сосудом, загружали 1000 г L-лизин гидрохлорида, 219.1 г твердого гидроксида натрия, 100 г воды и 0.02 г дилаурината дибутилолова, и смесь постепенно нагревали до внутренней температуры 130°С при перемешивании, в ходе которого смесь немного пенилась. После времени реакции 5 часов, воду отгоняли при пониженном давлении (200 мбар), в ходе чего температура постепенно увеличивалась до 160°С и давление уменьшилось до 10 мбар после того, как была отогнана значительная часть воды. После 8 часов, собирали 260 г воды в виде дистиллята. Полимер высокой вязкости выгружали горячим, выливая в алюминиевую посуду.

Для определения распределения молекулярной массы, продукт растворяли в воде, раствор фильтровали и анализировали ГПХ (GPC - gelpermation chromatography). ГПХ проводилась посредством комбинации колонок ОНрак SB-803 HQ и SB-804 HQ (от Shodwx) при добавлении 0.1 моль/л бикарбоната натрия при 30°С с расходом 0.5 мл/мин и полиэтиленоксидом в качестве стандарта. Для определения применяли УФ детектор, который работал при длине волны 230 нм. Значение молекулярной массы определено как Mn=1400 г/моль и Mw=4300 г/моль.

Степень разветвления (СР) была 0.35 (т.е. 35%). Она была определена способом, описанным в М. Scholl, Т.Q. Nguyen, В. Bruchmann, Н.-А Klok, J. Polym. Sci.: Part А: Polym. Chem. 45, 2007, 5494-5508.

Аминовое число (АЧ) определяли на основе DIN 53176. Однако в отличие от определенного метода DIN, он включает титрование смесью ледяной уксусной кислоты/трифторметансульфоновой кислоты и потенциометрическое определение конечной точки. Аминовое число было 278 мг КОН/г.

Пример 2:

В четырехгорлую колбу на 4 л, оборудованную мешалкой, внутренним термометром, газовой входной трубой и нисходящим холодильником с вакуумной связью и собирающим сосудом, загружали 1000 г L-лизин гидрохлорида, 219.1 г твердого гидроксида натрия, 150 г воды и 0.1 г дилаурината дибутилолова, и смесь постепенно нагревали до внутренней температуры 150°С при перемешивании, в ходе которого смесь немного пенилась и воду отгоняли при стандартном давлении. После времени реакции 4 часа, удаление дистиллята продолжалось при пониженном давлении (400 мбар), в ходе чего температура постепенно увеличивалась до 160°С. После 8 часов, 340 г воды собирали в виде дистиллята. Полимер высокой вязкости выгружали горячим, выливая в алюминиевую посуду.

Значение молекулярной массы, аминовое число и степень разветвления были определены согласно детальному описанию Примера 1. Mn=1200 г/моль и Mw=2800 г/моль; АЧ было 310 мг КОН/г и СР была 0.41 (т.е. 41%).

Пример 3:

В четырехгорлую колбу на 4 л, оборудованную мешалкой, внутренним термометром, газовой входной трубой и нисходящим холодильником с вакуумной связью и собирающим сосудом, загружали 1000 г L-лизин гидрохлорида, 219.1 г твердого гидроксида натрия, 150 г воды и 0.02 г дилаурината дибутилолова, и смесь постепенно нагревали до внутренней температуры 130°С при перемешивании, и температура постепенно увеличивалась до 150°С в ходе более чем 5 часов. Во время этого времени реакции, отгоняли 218 г воды при пониженном давлении. Давление затем уменьшали до 200 мбар и внутреннюю температуру увеличивали до 160°С, в ходе чего отгоняли еще 88 г воды. Полимер высокой вязкости выгружали горячим, выливая в алюминиевую посуду.

Значение молекулярной массы, аминовое число и степень разветвления были определены согласно детальному описанию Примера 1. Mn=660 г/моль и Mw=950 г/моль; АЧ было 379 мг КОН/г и СР была 0.57 (т.е. 57%).

Кватернизация полилизинов

Пример 1а:

В колбу на 500 мл, оборудованную мешалкой, сперва загружали полилизин из Примера 1 (100.9 г), который был разбавлен в воде (100.9 г). Постепенно дозировали диметилсульфат (1 моль, 126.1 г). Реакционную смесь перемешивали при комнатной температуре на протяжении двух дней. Преобразование (степень кватернизации) мониторили через аминовое число. После двух дней, аминовое число составляет 0.08 ммоль/г и степень кватернизации составляет 95%. Избыток диметилсульфата гидролизуют при 80°С на протяжении 6 часов. Получают коричневый раствор (280.9 г, содержание твердых веществ 67%).

Пример 2а:

В колбу на 500 мл, оборудованную мешалкой, сперва загружали полилизин из Примера 2 (90.5 г), который был разбавлен в воде (90.5 г). Постепенно дозировали диметилсульфат (1 моль, 126.1 г). Реакционную смесь перемешивали при комнатной температуре на протяжении двух дней. Преобразование (степень кватернизации) мониторили через аминовое число. После двух дней, аминовое число составляет 0.00 ммоль/г и степень кватернизации составляет 100%. Избыток диметилсульфата гидролизуют при 80°С на протяжении 6 часов. Получают коричневый раствор (242.5 г, содержание твердых веществ 70%).

Пример 3а:

В колбу на 500 мл, оборудованную мешалкой, сперва загружали полилизин из Примера 3 (70.4 г), который был разбавлен в воде (74.0 г). Постепенно дозировали диметилсульфат (1 моль, 126.1 г). Реакционную смесь перемешивали при комнатной температуре на протяжении двух дней. Преобразование (степень кватернизации) мониторили через аминовое число. После двух дней, аминовое число составляет 0.00 ммоль/г и степень кватернизации составляет 100%. Избыток диметилсульфата гидролизуют при 80°С на протяжении 6 часов. Получают коричневый раствор (287.7 г, содержание твердых веществ 64%).

Экспериментальные испытания эксплуатационных характеристик

350 мл водопроводной воды вводили в мензурку, добавляли 2.5 г ингибитора глинистых сланцев (вычисленного как сухая масса - т.е. кватернизированный или некватернизированный полилизин или предшествующий продукт уровня техники) и смесь размешивали в течение 20 минут. Раствор переносили в смесительный колпачок НВ. Добавляли 30 г Cebogel® NT (Бентонит, Cebo Holland В.V., The Netherlands) как образцовое вещество для глинистого сланца и смесь перемешивали при низкой скорости в течение 10 минут. Далее, определяли реологию по вискозиметру Фэнна и прочность геля бурового раствора.

Ингибиторы глинистых сланцев (Примеры 1-3 и Примеры 1а-3а) согласно изобретению и Сравнительные ингибиторы глинистых сланцев (Сравнительный 1-3) перечислены в Таблице 1 ниже.

Таблица 1
Образец Mn Mw АЧ Твердые в-ва [%] Образец Твердые в-ва [%]
Пример 1 1400 4300 278 100 Пример 1а 67
Пример 2 1150 2840 310 100 Пример 2а 70
Пример 3 660 948 379 100 Пример За 64
Сравн. 1 Basodrill® 3200 (ингибитор глинистых сланцев от BASF SE)
Сравн. 2 Ultrahib® (ингибитор глинистых сланцев от М-I SWACO)
Сравн. 3 Холинхлорид (BASF SE)

Результаты воспроизведены в Таблице 2 ниже и в графической форме на Фиг.1.

Таблица 2
7.14 г/л Ингибитор глинистых сланцев и 85.7 г/л Бентонит
Образец Величин по вискозиметру Фэнна 35 [Па] Прочность геля бурового раствора [Па] PV [мПа*с] YP [Па] pH
600 300 200 100 6 3
10′′ 10′
Пример 1 32 28 27 26 18 16 12 11 7 25 9.0
Пример 1а 19 15 14 12 10 10 9 18 7 12 9.0
Пример 2 19 15 14 12 12 11 10 17 8 11 9.0
Пример 2а 9 6 5 4 3 4 4 8 6 3 9.1
Пример 3 14 11 10 9 8 8 9 15 6 8 9.0
Пример 3а 6 4 3 2 2 2 2 4 4 2 9.1
Срав. 1 13 12 12 13 12 11 9 9 4 10 9.1
Срав. 2 13 14 14 14 12 9 6 5 -2 15 9.1
Срав. 3 8 6 6 5 4 4 3 3 3 5 9.1
Холостой 15 11 10 8 6 6 10 19 8 7 9.2

Реология при различных значениях рН

Экспериментальные испытания эксплуатационных характеристик на образцах согласно Примеру 2а и Сравнительному образцу 2 повторяли при различных значениях рН. Результаты воспроизведены в Таблице 3. Найдено, что величина рН затрагивает изобретательный образец (Пример 2а) намного меньше, чем Сравн. образец 2 (Ultrahib®).

Таблица 3
Образец Величин по вискозиметру Фэнна 35 [Па] Прочность геля бурового раствора [Па] PV YP pH
600 300 200 100 6 3
10′′ 10′ [мПа*с] [Па]
Пример 2a 9 6 5 4 3 4 4 8 6 3 9.0
10 7 6 5 5 5 5 8 6 4 7.0
12 9 8 7 6 7 7 12 6 6 5.0
12 10 9 7 7 7 7 8 6 7 3.0
12 8 7 6 7 7 6 13 7 5 0.0
Сравн. 2 13 14 14 14 12 9 6 5 -2 15 9.0
19 17 18 19 12 12 8 8 5 14 7.0
13 10 10 9 10 9 6 7 6 7 5.0
12 11 12 13 11 10 5 6 3 9 3.0
22 22 22 23 11 10 9 7 1 21 0.0

Способность к биоразложению

Согласно способу, описанному в "OECD Guidelines for Testing of Chemicals -1992 OECD 306: Biodegradability in Seawater, Closed Bottle Method", способность к биоразложению кватернизированного полилизина согласно Примеру 3а, Сравн. образцу 2 (Ultrahib®) и веществу, выбранному для сравнения - эталона (бензоат натрия), оценивали после 28 дней и 60 дней.

Таблица 4
Материал 28 дней 60 дней
Пример 3а 38% 52%
Сравн. 2 <10% -
Этанол 80% 70%

Результаты указывают на намного лучшую способность к биоразложению кватернизированного полилизина согласно Примеру 3а, чем Ultrahib®, коммерческий ингибитор глинистых сланцев. Кроме того, 28-дневная способность к биоразложению кватернизированного полилизина согласно Примеру 3а отвечает законодательным и нормативным требованиям.

1. Применение гиперразветвленного полилизина в развитии, эксплуатации и завершении подземных залежей минерального масла и природного газа и в глубоких скважинах, особенно в качестве ингибитора глинистых сланцев в основанных на воде буровых глинистых растворах, растворах, используемых при завершении скважины, или жидкостях для воздействия на пласт,
где степень разветвления (CP), как определено в
CP [%]=100*(T+Z)/(T+Z+L),
где Τ означает среднее число концевых мономерных единиц, Ζ означает среднее число разветвленных мономерных единиц и L означает среднее число линейных мономерных единиц, составляет от 10 до 99.9%, предпочтительно от 20 до 99%, более предпочтительно от 20 до 95%,
и молекулярная масса (Mw) полилизина находится в диапазоне 500-10000 г/моль, предпочтительно в диапазоне 750-7500 г/моль, более предпочтительно в диапазоне 750-5000 г/моль, и особенно в диапазоне 750-1500 г/моль.

2. Применение по п. 1, отличающееся тем, что атомы азота полилизина кватернизованы С1-4-алкильными группами.

3. Применение по п. 1 или 2, отличающееся тем, что полилизин применяется в концентрации от 1 до 30 г/л, предпочтительно от 3 до 25 г/л и особенно от 5 до 10 г/л воды.

4. Применение по п. 1 или 2, отличающееся тем, что способность к биоразложению полилизина, как измерено методом, описанным в "OECD Guidelines for Testing of Chemicals - 1992 OECD 306: Biodegradability in Seawater, Closed Bottle Method", составляет по меньшей мере 15% после 28 дней и по меньшей мере 50% после 60 дней.

5. Применение по п. 1 или 2, отличающееся тем, что полилизин применяют вместе с водоудерживающими средствами, модификаторами реологии, диспергаторами, разбавителями, смазками и/или другими композициями, обычно применяемыми в буровых глинистых растворах, растворах, используемых при завершении скважины, или жидкостях для воздействия на пласт.



 

Похожие патенты:

Использование: изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

Группа изобретений относится к буровой промышленности. Технический результат - эффективное ингибирование нестабильного состояния глины.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения, представленных карбонатными и терригенными (песчаниками) коллекторами, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов в различных гидрогеологических условиях.

Настоящее изобретение относится к получению расклинивающего агента, используемого при добыче углеводородов. Способ создания расклинивающего агента с частицами требуемых размеров, получаемого из шлама, извлеченного из скважины для добычи углеводородов, подвергнутой гидроразрыву, содержащий стадии: отделение воды от шлама с образованием потока мокрых твердых частиц и потока жидкости, смешивание потока мокрых твердых частиц с твердыми частицами с образованием загружаемого материала, расплавление загружаемого материала с получением материала расплавленного расклинивающего агента, резкое охлаждение расплавленного материала, измельчение охлажденного материала расклинивающего агента, сортировка частиц измельченного материала по размерам и смешивание частиц измельченного материала, не соответствующих установленным размерам, с загружаемым материалом.
Изобретение относится к составам для ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих гидратообразующие агенты и воду, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

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.
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.

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.
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 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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности при глушении нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, который способствует повышению эффективности глушения нефтяных и газовых скважин. Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин содержит торф, щелочной модификатор, ингибитор, пеногаситель, полимер, утяжелитель и воду. Дополнительно содержит утяжелитель - барит, а в качестве понизителя водоотдачи и флоккулянта - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) при следующем соотношении компонентов, %: торф 5-7, калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5, хлористый калий 1-3, полимер КМЦ 0,8-1,5, пеногаситель МАС-200М 1-3, утяжелитель 10-50, вода - остальное. 4 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек. Технический результат - расширение технологических возможностей тампонажного раствора и области его применения путем повышения флюидоупорности и долговечности тампонажного камня при контакте с водой, нефтью, углекислым газом в условиях проявлений сероводорода. Тампонажный раствор включает хлористый кальций, хлористый барий, рассол хлористого магния, воду, микродур, суперпластификатор С-3, нитрилтриметиленфосфоновую кислоту (НТФ), силикат натрия, этилсиликат-40, поверхностно-активное вещество (ПАВ) - сульфанол, при следующем соотношении компонентов, масс.%.: хлористый кальций - 5,57-3,97, хлористый барий - 10,49-7,46, рассол хлористого магния (плотностью 1,32 г/см3) - 12,11-8,62, вода - 52,10-37,07, микродур - 10,14-36,06, суперпластификатор С-3 - 0,51-0,36, НТФ - 0,26-0,19, силикат натрия - 5,78-4,11, этилсиликат-40 - 2,53-1,80, ПАВ - сульфанол - 0,51-0,36. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем значительного снижения скорости реакции кислотного состава с породой пласта, увеличение охвата пласта обработкой, увеличение текущей нефтеотдачи пласта, исключение загрязнения призабойной зоны пласта. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: ингибированную соляную кислоту 5,0-65,0; полимер ксантан 0,05-0,5; поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный алкилфенол 0,05-1,0; стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; сульфаминовую кислоту 1,0-10,0; воду - остальное. 1 табл., 2 пр.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла, и может быть использовано для изоляции краевой или нагнетаемой системой поддержания пластового давления воды, а также ликвидации конуса обводнения. Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности и увеличении продолжительности эффекта от ремонтно-изоляционных работ путем блокирования путей водопритока протяженным гидроизоляционным экраном, стойким к перепадам давления. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает закачивание в изолируемый интервал жидкого стекла и регулятора гелеобразования. Закачку осуществляют последовательно циклами, количество которых зависит от приемистости изолируемого интервала. В качестве жидкого стекла используют водный раствор жидкого стекла, разбавленного пресной водой в соотношении 1:2, в качестве регулятора гелеобразования используют водный раствор хлористого кальция концентрацией 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовую воду хлор-кальциевого типа, доведенную до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция, при следующем соотношении компонентов, об.ч.: водный раствор жидкого стекла 5,7-6,0, водный раствор хлористого кальция концентрацией 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовая вода хлор-кальциевого типа, доведенная до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция, 0,9-1,3. 2 табл.
Настоящее изобретение относится к схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду, добавку, замедляющую схватывание, и ускоритель схватывания цемента; при этом схватываемая композиция свободна от микросфер и сохраняет удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; при этом ускоритель схватывания цемента присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от примерно 0,1 до примерно 4 вес.%, причем ускоритель схватывания цемента содержит по меньшей мере две добавки, выбранные из группы, в которую входят хлорид кальция, формиат цинка и ацетат кальция. 9 з.п. ф-лы, 27 табл.

В настоящем изобретении предложены модифицированные проппанты и способы их получения. Модифицированный проппант, содержащий субстрат частицы проппанта и гидрогелевое покрытие, где указанное покрытие содержит образующий гидрогель полимер, имеет толщину от 0,01% до 20% среднего диаметра указанного субстрата, образующий гидрогель полимер набухает при контакте с жидкостью на водной основе с образованием гидрогелевого покрытия вокруг субстрата частицы проппанта, после гидратации и набухания указанное покрытие имеет толщину от 10% до 1000% среднего диаметра частиц субстрата проппанта, указанный образующий гидрогель полимер поперечно сшит с обеспечением при этом повышения свойств полимера к водопоглощению и набуханию. Жидкость на водной основе, содержащая жидкость-носитель на водной основе и указанный выше проппант. Способ разрыва геологического пласта, включающий закачивание в указанный пласт указанной выше жидкости на водной основе. Технический результат - совершенствование расклинивающих систем. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 10 ил., 24 табл., 36 пр.

Группа изобретений относится к кондиционированию грунта при работе туннелепроходческих механизированных комплексов ТПМК в забое, консолидации и стабилизации плывунных водонасыщенных грунтов. Композиция для кондиционирования грунта включает по сухому веществу раствор структурообразователя в количестве 40-80 мас.%, представляющего собой коллоидный кремнезем, раствор активатора в количестве 20-60 мас.%, представляющего собой смесь гидроксида кальция, гидроксида натрия и кремнефтористого натрия или сульфата натрия в соотношении 40-60, 10-30 и 10-30 мас.% соответственно. При этом представлены альтернативные варианты указанной выше композиции с приведением различных видов структурообразователей и активаторов. В способе кондиционирования грунта компоненты указанной выше композиции вносят в грунт путем инъекционной пропитки, или нагнетанием при высоком давлении методом гидроразрыва, или нагнетанием при сверхвысоких давлениях и интенсификацией перемешивания слоев грунта под действием давления. Способ развит в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - обеспечение бурения в обводненных грунтах (плывунах) высокой степени текучести с захватом выбуренного грунта шнеками ТПМК, консолидации и стабилизации плывунных грунтов. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 28 табл., 12 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 в терригенных и солевых отложениях в условиях воздействия высоких температур до 200°С. Технический результат изобретения - повышение крепящих свойств раствора и сохранение устойчивости (целостности) стенок ствола скважины при одновременном увеличении ингибирующих свойств раствора. Катионный буровой раствор включает мас.%: глинопорошок 3-5; полидадмах 1,75-3,50; катионный полимер Росфлок КФ 0,5-2; поливинилпирролидон 0,3-3,0; воду остальное. 1 ил., 3 табл.
Наверх