Пенообразователь для подслойного тушения пожаров нефтепродуктов



Пенообразователь для подслойного тушения пожаров нефтепродуктов
Пенообразователь для подслойного тушения пожаров нефтепродуктов
Пенообразователь для подслойного тушения пожаров нефтепродуктов
Пенообразователь для подслойного тушения пожаров нефтепродуктов
Пенообразователь для подслойного тушения пожаров нефтепродуктов
Пенообразователь для подслойного тушения пожаров нефтепродуктов
Пенообразователь для подслойного тушения пожаров нефтепродуктов

 


Владельцы патента RU 2617781:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТРОИТЕЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ" (ФГБОУ ВПО "МГСУ") (RU)

Изобретение относится к средствам тушения пожаров подачей пены в основание резервуара в слой нефтепродукта. Обнаруженный эффект синергетического действия компонентов позволяет получить композиции, которые способны к самопроизвольному растеканию по поверхности горящего нефтепродукта. При этом растворы фторированного ПАВ и углеводородных соединений по отдельности не обеспечивают водному раствору способность самопроизвольно растекаться по углеводороду. Эффективность пленкообразующего действия компонентов обеспечивается в определенном диапазоне соотношения компонентов, что позволяет резко снизить содержание фторированного ПАВ. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 4 табл.

 

Изобретение относится к области тушения пожаров, к составам для получения пены из водных растворов, которую используют подачей пены в слой горящего нефтепродукта, а также может быть использовано в качестве добавок к водным растворам, используемым для тушения пожаров розливов нефтепродуктов распыленной водой, а также для получения вспененных объектов для предотвращения испарения и загорания углеводородов. Технический результат - получение составов пенообразователей на основе синергетической смеси фторированного и углеводородных поверхностно-активных веществ, обеспечение при этом рабочим растворам пенообразователей положительного коэффициента растекания по углеводороду.

Известны составы пенообразователей для тушения пожаров на основе углеводородных поверхностно-активных веществ (ПАВ) и протеиновых пенообразователей, например, с введенными в них природными высокомолекулярными соединениями, альгинатами щелочных или тяжелых металлов [1].

Известен также состав пенообразователя для тушения пожаров (Патент РФ 2212918 С1, 27.09.2003), содержащий исходные компоненты при следующем соотношении, мас. %: триэтаноламиновые соли алкилбензолсульфокислот 40,0-44,0; алкилсульфонат фракции C11-C17 26,0-30,0; стабилизатор пены (этиленгликоль, этиловый или изопропиловый спирт) и вода - остальное [2].

Эти составы неспособны использоваться для получения пены, которую подают непосредственно в слой горящего нефтепродукта, поскольку пена смешивается с нефтепродуктом по мере всплывания к горящей поверхности углеводорода, поэтому обладают плохой огнетушащей способностью.

Для этой цели пригодны пенообразователи, поверхностное натяжение водных растворов которых ниже чем у нефтепродукта. Композиции таких пенообразователей содержат добавки фторированных поверхностно-активных веществ (ПАВ), которые способны снизить поверхностное натяжение водных растворов до величины 16-18 мН/м, что существенно ниже, чем поверхностное натяжение бензина и легких нефтепродуктов.

Известны составы, содержащие фторированные ПАВ, которые сохраняют огнетушащую эффективность при подаче пены в слой нефтепродукта, например составы:

- состав по патенту US 40604896, 1977, для тушения пожаров на основе фторсодержащего поверхностно-активного вещества, кремнеорганических веществ и полимерных полисахаридов [3];

- состав по патенту US 4042522, 1975 для тушения пожаров "LightWater", который представляет собой смесь фторсодержащих ПАВ до 6,0 мас. % и углеводородных ПАВ >6,0 мас. % [4];

- состав пенообразователя по патенту SU 929125, 1982, включающий сульфонаты, в частности алкиларилсульфонаты натрия, фторсодержащее перфторированное поверхностно-активное вещество, соединение (соль) полиакриловой кислоты и воду, при следующем их содержании, мас. %: (алкиларилсульфонаты натрия - 25,0-30,0; перфторированное поверхностно-активное вещество - 1,5-6,0; соль полиакриловой кислоты - 2,0-6,0; вода - остальное до 100 [5].

Состав для тушения пожаров горючих жидкостей, авторское свидетельство СССР 2206354, содержит, масс. %: первичные алкилсульфонаты 10,0-15,0; сульфоэтоксилат натрия 7,0-12,0; сшитый полимер полиакриловой кислоты 0,2-1,0; фторсодержащее поверхностно-активное вещество 0,7-2,0; вода остальное. Фторсодержащее поверхностно-активное вещество содержит перфторированные группы C6-C12 или группы гетероцепной структуры и четвертичные амины или кватеризованные диалкилалкандиамины. Состав дополнительно может содержать моноэтаноламин или этиленгликоль [6].

Главным недостатком перечисленных выше составов является использование фторированных веществ, применение которых запрещено, начиная с 2000 года. В таких соединениях, которые используются в перечисленных выше составах, содержатся запрещенные фторированные вещества, в состав химической формулы которых входят перфторированные радикалы C8F17

В соответствии с международными требованиями запрещено использовать фторированные ПАВ, содержащие восемь перфторированных атомов. Эти соединения были широко распространены до 2000 года, когда вступил в силу этот запрет.

В связи с этим в качестве прототипа ближайшего состава по достигаемой цели принят состав по авторскому свидетельству СССР №1834014, от 1992 г., в котором используется фторированное вещество, синтезированное на базе окиси тетрафторэтилена с химической структурой:

CF3O(CF2-CF2O)3CF2-CON(C2H4OH)

Изобретение, принятое в качестве прототипа, относится к составам пенообразователей для тушения пожаров горючих жидкостей методом подачи пены под слой горючего и позволяет повысить огнетушащую эффективность и удешевить пенообразователь. Состав содержит (масс. %): фторорганическое вещество - амидперфтороксоалкилмонокарбоновой кислоты 0,015-0,09; дифенилалкилсульфонат натрия 1,0-3,0; глицирризин 0,05-0,5; мочевину 0,3-0,9; лапрол 0,3-0,9 и воду - остальное. Удешевление пенообразователя достигается за счет уменьшения концентрации фторорганического вещества в рабочем растворе до 0,015-0,09 масс. %.

Химические формулы основных компонентов: фторированное ПАВ-амидперфтороксоалкилмонокарбоновой кислоты:

CF3O(CF2-CF2O)3CF2-CON(C2H4OH)

Углеводородное ПАВ: дифенилалкилсульфонат натрия:

где n=3-4.

Существенным недостатком состава-прототипа является отсутствие положительного коэффициента растекания водных растворов, из которых получают пену, по углеводороду, в частности по гептану. В соответствии с ГОСТ 53280.2-2010 на пенообразователи для подслойного тушения пожаров нефтепродуктов пенообразователь должен обеспечивать водному рабочему раствору положительный коэффициент растекания, но состав-прототип образует растворы с отрицательным коэффициентом растекания. В связи с этим пены на его основе обладают недостаточным огнетушащим эффектом при тушении пламени нефтепродукта подслойным способом. При подъеме через слой нефтепродукта пена из состава прототипа частично смешивается с углеводородом и плохо тушит пламя в области горящей поверхности около раскаленной металлической стенке резервуара. Дополнительным недостатком состава-прототипа является использование биологически жесткого ПАВ - дифенилалкилсульфонат натрия, использование которого запрещено и оно снято с производства.

Технический результат - обеспечение положительного коэффициента растекания водного рабочего раствора по нефтепродукту и повышение огнетушащей эффективности пены при тушении пожара нефтепродуктов при подаче в слой горящего нефтепродукта подслойным способом.

Предложенный нами состав пенообразователя содержит фторированные ПАВ, которые включают шесть перфторированных углеродных атомов, на базе которых приготовлены фторированные стабилизаторы. В данном составе используется фторированное соединение химической формулы:

C6F13CH2CH2SO2NHCH2CH2CH2N+(CH3)2CH2CH2COO-,

Это соединения относится к классу амфолитных ПАВ, точнее к бетаинам.

Указанное вещество обладает поверхностным натяжением водных растворов ниже чем у нефтепродуктов и составляет величину от 16 до 18 мН/м в зависимости от концентрации раствора.

Для подслойного тушения пригодны только пены, полученные из растворов пенообразователей, водные растворы которых способны самопроизвольно растекаться по нефтепродукту. Указанное выше вещество без специальной композиции с углеводородными ПАВ неспособно обеспечить положительный коэффициент растекания водного раствора пенообразователя по поверхности нефтепродукта. На основе систематических исследований по поиску углеводородных веществ, совместимых с фторированными ПАВ, найдена особая композиции, которая обеспечивает синергетический эффект растекания, который не может быть получен для отдельных ПАВ, поэтому наряду с фторированным стабилизатором используются анионные углеводородные ПАВ. Добавки карбамида и этиленгликоля необходимы для обеспечения эксплуатационных качеств концентрированного пенообразователя. В случае рабочего, разбавленного, раствора эти добавки не играют заметной роли в обеспечении коэффициента растекания и огнетущащей эффективности.

Отличительным признаком предложенного состава является обнаруженный эффект синергетического действия компонентов, что позволило получить композиции, которые способны к самопроизвольному растеканию по поверхности горящего нефтепродукта, что характеризуется положительным значением коэффициента растекания.

Условием растекания водного раствора по поверхности углеводорода является снижение свободной энергии системы после образования водной пленки, то есть поверхностная энергия углеводорода с водной пленкой, которая характеризуется величиной поверхностного натяжения, должна быть ниже, чем у исходного углеводорода.

ƒ1/00-(σ110)>0,

где ƒ1/0 - коэффициент растекания раствора по углеводороду; σ0, σ1 и σ10 - поверхностное натяжение водного раствора, горючей жидкости и границы раствор - углеводород соответственно.

Необходимо отметить, что применение фторированного ПАВ и углеводородных соединений по отдельности не обеспечивает водному раствору способность самопроизвольно растекаться по углеводороду. Эффективность пленкообразующего действия компонентов обеспечивается в определенном диапазоне соотношения компонентов, что позволяет резко снизить содержание фторированного ПАВ.

Предложенный нами состав содержит синергетическую смесь фторированных и углеводородных поверхностно-активных веществ, обеспечивающих раствору пенообразователя положительный коэффициент растекания по углеводороду, взятых в следующем соотношении, % масс.:

Фторированное ПАВ, формула:
C6F13CH2CH2SO2NHCH2CH2CH2N+(CH3)2CH2CH2COO- от 0,08 до 0,4
Первичные алкилсульфаты натрия, формула:
CnH2n+1OSO3Na, где n=8-10 от 0,8 до 3,0
Лауретсульфат натрия(С1216,) формула:
R-О-(СН2-СН2-O)n-SO3Na, где n=2, 3; R=C12-C16 от 0,025 до 0,6
Этиленгликоль 0,1-2,0
Карбамид 0,20-1,5
Вода остальное до 100

С целью получения концентрированного пенообразователя, добавлением которого в водный раствор обеспечивается положительный коэффициент растекания водного рабочего раствора по нефтепродукту, используется следующий состав, % масс.:

Фторированное ПАВ, формула
C6F13CH2CH2SO2NHCH2CH2CH2N+(CH3)2CH2CH2COO- 1,0-6,0
Первичные алкилсульфаты натрия, формула:
CnH2n+1OSO3Na, где n=8-10 6,0-25
Лауретсульфат натрия(С1216,) формула:
R-О-(СН2-СН2-O)n-SO3Na, где n=2, 3; R=C12-C16 0,5-5
Этиленгликоль 5,0-35
Карбамид 2,0-15
Вода остальное до 100

Обоснование пределов содержания компонентов пенообразователя определяется наличием положительного коэффициента растекания в системе фторированного и углеводородного ПАВ.

Результаты испытаний составов с различным содержанием компонентов представлены на рис. 1 (Зависимость коэффициента растекания водных, рабочих, растворов от соотношения компонентов: фторированного - ФПАВ, формула C6F13CH2CH2SO2NHCH2CH2CH2N+(CH3)2CH2CH2COO- и углеводородного - УПАВ первичные алкилсульфаты натрия, формула, CnH2n+1OSO3Na, где n=8-10).

Диаграмма на рис. 1 характеризует рабочие растворы, из которых получают пену, поэтому шкала по оси абсцисс относится к содержанию компонентов в концентрированном пенообразователе, а для испытаний использовали водные растворы с концентрацией 1,0; 3,0; и 6,0% масс. Концентрация компонентов в рабочем растворе, исследованной концентрации рассчитывалась по формуле для фторированного ПАВ-ФПАВ:

ФПАВ=4,0*А*С/100, а для углеводородного ПАВ-УПАВ:

УПАВ=12,5*А*С/100, где А - содержание по диаграмме, С - концентрация рабочего раствора.

Минимальное и максимальное содержание компонентов в расчета на активное вещество определялось по наличию положительного коэффициента растекания водного раствора по гептану. Как следует из результатов, представленных в табл. 1, концентрация ФПАВ и УПАВ в рабочем растворе составляет:

ФПАВ от 0,08 до 0,4% масс.

УПАВ от 0,025 до 0,6% масс.

Соответственно, если рабочие растворы готовятся из концентрированных пенообразователей, то содержание компонентов в концентрате составит:

Для раствора 1,0% об.:

ФПАВ от 0,08*100 до 0,4*100% масс.

УПАВ от 0,025*100 до 0,6*100% масс.

Для раствора 3,0% об.:

ФПАВ от 0,08*33 до 0,4*33% масс.

УПАВ от 0,025*33 до 0,6*33% масс.

Для раствора 6,0% об.:

ФПАВ от 0,08* 16,6 до 0,4*16,6% масс.

УПАВ от 0,025* 16,6 до 0,6* 16,6% масс.

В соответствии с табл. 2. предельное содержание ФПАВ и УПАВ в концентрированном пенообразователе, % масс.:

ФПАВ, формула: C6F13CH2CH2SO2NHCH2CH2CH2N+(CH3)2CH2CH2COO- от 0,8 до 5,0

УПАВ Первичные алкилсульфаты натрия, формула: CnH2n+1OSO3Na, где n=8-10 от 3,2 до 20

Минимальная концентрация сульфоэтоксилата - лауретсульфата натрия(С12-C16,) формула: R-О-(СН2-СН2-O)n-SO3Na, где n=2, 3; R=C12-C16 определяется эффектом дополнительной стабилизации пены к обезвоживанию, который становится заметным при его содержании более 1,5% масс., а при концентрации более 10% масс., его наличие снижает пенообразующие свойства рабочего раствора пенообразователя, поэтому концентрация ограничивается пределами: 1,5-10,0% масс.

Содержание этиленгликоля определяется требованием морозоустойчивости концентрата пенообразователя, которая может составлять по требованию потребителя от минус 5 до минус 30°C. Этим требованиям соответствует концентрация этиленгликоля от 5,0 до 35% масс., что и принято в качестве пределов по содержанию этого компонента в концентрате.

Пределы содержания карбамида определяются обеспечением растворимости углеводородных ПАВ в концентрированном пенообразователе. В зависимости от концентрации рабочего раствора, например: 1,0, или 3,0, или 6,0% об., меняется содержание карбамида в концентрате от 2,0 до 15% масс.

Из представленного описания предложенного нами состава пенообразователя защищаются две системы, одна - это рабочие растворы пенообразователя, которые непосредственно используются для получения пены, и вторая - это концентрированный пенообразователь, который хранится и транспортируется, а используется только для приготовлении рабочих растворов в концентрации 1,0, или 3,0, или 6,0% об. Указанные концентрации обусловлены характером дозирующих устройств, которые, как правило, имеют три фиксированных положения при эжекции концентрированного пенообразователя.

Описание сравнительных испытаний предложенного пенообразователя тушением пламени гептана подачей пены в основание резервуара.

Судя по результатам испытаний, предложенный нами пенообразователь в 1,6-1,9 раз эффективнее, чем состав по прототипу. Эффект повышения огнетушащей эффективности является существенным, а применение разрешенных, невредных окружающей среде веществ обеспечивает экологическую безопасность.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Patent DE 957443С "Verfahren zur Herstellung eines Einkomponetenschaumes besonders zum Loeschen von brennenden, mit Wasser mischbaren, schaumzerstoerenden, organischen Fluessigkeiten wie Alkoholen, Ketonen, Estern od. dgl."

2. Патент 2212918 C1 "Состав пенообразователя для тушения пожаров и способ его получения".

3. Patent US 40604896, 1977.

4. Patent US 4042522 " Aqueous wetting and film forming compositions".

5. Патент SU 929125, 1982.

6. Авторское свидетельство СССР 2206354, 1982.

7. Авторское свидетельство СССР №1834014, от 1992.

1. Пенообразователь для получения пены из водных растворов с использованием эжектирующих генераторов, включает фторированное ПАВ, первичные алкилсульфаты натрия, лауретсульфат натрия, этиленгликоль, карбамид и воду в следующем соотношении, % масс.:

Фторированное ПАВ, формула:
C6F13CH2CH2SO2NHCH2CH2CH2N+(CH3)2CH2CH2COO- от 0,08 до 0,4
Первичные алкилсульфаты натрия, формула:
CnH2n+1OSO3Na, где n=8-10 от 0,8 до 3,0
Лауретсульфат натрия(С1216,) формула:
R-О-(СН2-СН2-O)n-SO3Na, где n=2, 3; R=C12-C16 от 0,025 до 0,6
Этиленгликоль 0,1-2,0
Карбамид 0,20-1,5
Вода остальное до 100

2. Пенообразователь для получения пены из водных растворов с использованием эжектирующих генераторов включает фторированное ПАВ, первичные алкилсульфаты натрия, лауретсульфат натрия, этиленгликоль, карбамид и воду в следующем соотношении, % масс.:

Фторированное ПАВ, формула
C6F13CH2CH2SO2NHCH2CH2CH2N+(CH3)2CH2CH2COO- 1,0-6,0
Первичные алкилсульфаты натрия, формула:
CnH2n+1OSO3Na, где n=8-10 6,0-25
Лауретсульфат натрия(С1216,) формула:
R-О-(СН2-СН2-O)n-SO3Na, где n=2, 3; R=C12-C16 0,5-5
Этиленгликоль 5,0-35
Карбамид 2,0-15
Вода остальное до 100



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, вскрывающих солевые породы и пласты с полиминеральными водами высокой минерализации.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, к технологическим жидкостям, в частности к жидкостям для глушения скважин. Жидкость содержит 2,0-70,0 мас.% неорганических солей или их смесей или гидратов этих солей, 0-20,0 мас.% дисперсной фазы, 0,2-20,0 мас.% полимерной композиции SCA-214, 0,02-2,0 мас.% поверхностно-активного вещества (ПАВ) и воду.

Настоящее изобретение относится к способу подземной обработки (варианты), способу цементирования и композициям, которые содержат пыль цементной печи, имеющую измененный средний размер частиц.

Изобретение относится к глушению скважин и может быть использовано на нефтегазодобывающих предприятиях. Жидкость для глушения скважин включает, мас.%: сульфацелл 1,5-2,0; кадмий сернокислый 35,0-40,0; вода - остальное.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта - ПЗП. В способе очистки ПЗП от глинистых образований удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе, содержащий бисульфат натрия в количестве 15-17 мас.

Изобретение относится к способам и композициям, включая, в одном варианте осуществления, способ цементирования, содержащий: получение отверждаемой композиции, содержащей воду и цементирующий компонент, имеющий расчетный индекс реакционной способности, и обеспечение отверждения композиции для формирования твердой массы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - интенсификации притока нефти, увеличение проницаемости пласта, замедление скорости реакции с породой состава для обработки пласта и исключение образования кремниевых кислот при реакции с глинами при высокой пластовой температуре.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта с повышенной карбонатностью.
Предложенное техническое решение относится к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах.

Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата. Технический результат - повышение эффективности удаления жидкого пластового флюида из газовых и газоконденсатных скважин, продукция которых содержит пластовую воду с содержанием солей до 300 г/л при температуре до 85°C и содержанием углеводородного конденсата до 50 об.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, в частности к подготовке сырьевой шихты, которую используют при производстве проппантов средней плотности. В способе изготовления шихты с содержанием MgO 18-28 мас.%, включающем обжиг и охлаждение серпентинита, его совместный помол с кварцполевошпатным песком до фракции менее 80 мкм, указанное охлаждение серпентинита производят со скоростью 350°С/ч и более, причем суммарное содержание энстатита и протоэнстатита в охлажденном материале не превышает 33 об.%. Технический результат - повышение размолоспособности шихты. 1 табл., 3 ил.

Изобретение относится к композиции, включающей сшитые набухающие полимерные микрочастицы, способные гидролизоваться при нейтральном или более низком значении pH, и способу изменения водопроницаемости подземной формации путем введения таких композиций в подземную формацию. Композиция для модификации водопроницаемости подземной формации, включающая сшитые набухающие полимерные микрочастицы со среднеобъемным диаметром ненабухших частиц от примерно 0,05 до примерно 2000 мкм и содержанием сшивающего агента от примерно 50 до примерно 200000 ч./млн по меньшей мере одного лабильного сшивающего агента в пересчете на молярное отношение указанных полимерных микрочастиц, способных к расщеплению при нейтральных или меньших значениях pH и при примерно 0-900 ч./млн по меньшей мере одного нелабильного сшивающего агента в пересчете на молярное отношение, при этом указанный лабильный сшивающий агент выбирают из по меньшей мере одной из приведенных структур. Способ модификации водопроницаемости подземной формации, включающий введение в подземную формацию композиции, содержащей указанные выше сшитые разбухающие полимерные микрочастицы, где диаметр микрочастиц меньше, чем диаметр пор подземной формации, а лабильные сшивающие агенты разрушаются в условиях подземной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение подвижности и/или темпа отбора углеводородных флюидов, имеющихся в подземных формациях. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 2 пр., 5 табл., 1 ил.

Изобретение относится к сельскому хозяйству и почвоведению, а именно к веществам, улучшающим состояние почвы, и может быть использовано в растениеводстве как в условиях закрытых грунтов, так и на открытых территориях. Влагоаккумулирующая питательная добавка для почвы представляет собой твердую фракцию продукта окислительного крекинга отходов растительного сырья, полученную обработкой отходов растительного сырья в воде при комнатной температуре пероксидом водорода в присутствии катализатора на основе оксида трехвалентного железа. Массовое соотношение пероксида водорода к отходам растительного сырья 0,5-1,0 : 1. Количество катализатора 0,1-0,3 мас.% по отношению к отходам растительного сырья в пересчете на Fe3+. Катализатор получают нагреванием при 60-70°C смеси FeCl3⋅6H2O, Na2CO3 и 0,5-1,0%-ного водного этанола при следующем соотношении компонентов, мас.%: FeCl3⋅6H2O - 0,1-0,2; Na2CO3 - 0,05-0,1; 0,5-1,0%-ный водный этанол остальное. Добавка для почвы характеризуется содержанием железа 0,03-0,04 мас.%. Обеспечивается добавка, обладающая высокими влагоаккумулирующими свойствами, являющаяся стерильной и экологически безопасной. 1 з.п. ф-лы, 7 табл., 11 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ (РИР). Технический результат, достигаемый изобретением, - повышение эффективности способа РИР, улучшение тампонирующей способности и упрочнение полученного тампонажного камня с применением структурообразующего реагента. Способ включает приготовление и циклическое закачивание структурообразующего реагента и жидкого стекла в интервал нарушения. В качестве структурообразующего реагента используют суспензию молотого ангидрита. Предварительно определяют приемистость изолируемого интервала и готовят суспензию ангидрита молотого в пресной воде при водо-твердом отношении 0,8-1. В зависимости от приемистости изолируемого интервала закачивают в скважину от 1 до 15 циклов суспензии ангидрита молотого и жидкого стекла в соотношении объемов 1:1. Каждый цикл включает в себя 1-5 м3 суспензии ангидрита молотого с добавлением синтетического или базальтового волокна в количестве 1-6 кг на 1 м3 суспензии ангидрита, 0,5-1 м3 буфера из пресной воды, 1-5 м3 жидкого стекла. Далее закачивают цементный раствор, затворенный из 2-5 т портландцемента тампонажного. Оставляют скважину на реагирование в течение 24 ч. Диаметр синтетического или базальтового волокна составляет 10-35 мкм, а длина его - 3-18 мм. Добавляют волокно в процессе приготовления или закачивания суспензии ангидрита молотого. 1 табл.

Изобретение относится к цементным композициям и способам использования цементных композиций с замедленным схватыванием в подземных формациях. Способ цементирования в подземных формациях, включающий получение цементной композиции с замедленным схватыванием, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, фосфонатный замедлитель схватывания и диспергент типа карбоксилированного простого эфира, активацию цементной композиции с замедленным схватыванием активатором схватывания цемента, причем активатор схватывания цемента содержит по меньшей мере один активатор, выбранный из группы, состоящей из нанокремнезема, полифосфата и их комбинаций, подачу цементной композиции с замедленным схватыванием в подземную формацию и создание условий для схватывания цементной композиции с замедленным схватыванием в подземной формации. Технический результат - повышение жизнеспособности цементной композиции и получение необходимой прочности затвердевшей композиции. 4 н. и 14 з.п. ф-лы, 11 табл.

Изобретение относится к способу разработки нефтяных месторождений, а именно к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу снижения обводненности скважинной продукции нефтяных добывающих скважин, и может быть применено на карбонатных или терригенных с карбонатным типом цемента коллекторах. В затрубное пространство скважины осуществляют закачку водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта «Компонекс-21», содержащего хлористые соли щелочных металлов, ингибиторы солеотложения, ПАВ и гидрофобизатор, объемом от 2,0 м3 до 15,0 м3 на 1 метр перфорации скважины, но не менее 80% от объема затрубного пространства скважины. Измеряют давление закачки на забое скважины. Выдерживают от 10 до 12 часов. Осуществляют порционную продавку водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта водой в пласт с выдержкой между продавками от 10 до 12 часов и измерением давления на забое скважины в начале и в конце каждой продавки. После достижения давления на забое скважины, превышающего давление закачки не менее чем на 1,0 МПа, но не превышающего давление опрессовки эксплуатационной колонны, проводят окончательную продавку в пласт оставшегося в затрубном пространстве водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи пластов, увеличичение зоны охвата пласта заводнением. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл., 2 пр.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП), содержащего прослой глины с газоносным горизонтом. Способ включает выполнение перфорации в интервале продуктивного пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины проппантом, стравливание давления из скважины, распакеровку пакера и его извлечение с колонной НКТ из скважины. Ориентированную перфорацию производят с помощью гидромеханического перфоратора с ориентирующим переводником, процесс ГРП начинают с закачки гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют сшитый гель для создания трещины в продуктивном пласте, после чего созданную трещину развивают закачкой линейного геля плотностью 1150 кг/м3 со сверхлегким проппантом плотностью 1050 кг/м3 фракции 40/80 меш массой 3 т с концентрацией 200 кг/м3, затем производят крепление трещины закачкой сшитого геля с проппантом фракции 20/40 меш или 12/18 меш в зависимости от проницаемости продуктивного пласта порциями со ступенчатым увеличением концентрации проппанта на 100 кг/м3, начиная от 200 кг/м3 до 900 кг/м3. При этом в продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 100 мД при креплении трещины закачивают сшитый гель с проппантом фракции 20/40 меш, а в продуктивном пласте с проницаемостью от 100 до 500 мД при креплении трещины закачивают сшитый гель с проппантом фракции 12/18 меш. Технический результат заключается в: повышении надежности создания и развития трещины при наличии выше продуктивного пласта глинистого прослоя и газоносного горизонта; повышении эффективности способа; снижении гидравлических сопротивлений в интервале перфорации; сокращении продолжительности и трудоемкости технологического процесса реализации способа. 4 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП) в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды. Способ включает выполнение перфорации в интервале пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины в пласте циклической чередующейся закачкой по колонне НКТ жидкости-носителя с проппантом, стравливание давления из скважины, разгерметизацию пакера и извлечение колонны НКТ с пакером из скважины. Для выполнения перфорации в скважину до интервала подошвы пласта спускают гидромеханический перфоратор на колонне НКТ, выполняют пары перфорационных отверстий по периметру скважины от подошвы к кровле пласта со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий. После выполнения перфорации колонну НКТ с перфоратором извлекают из скважины, в качестве гидроразрывной жидкости применяют гелированную нефть, определяют общий объем гелированной нефти, производят закачку гелированной нефти по колонне НКТ в интервал пласта с образованием трещины разрыва. Объем гелированной нефти после образования трещины используют в качестве жидкости-носителя в процессе крепления трещины. При этом перед креплением трещины объем оставшейся гелированной нефти делят на две равные части и обе равные части гелированной нефти закачивают в пять циклов чередующимися равными порциями сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш, покрытого водонабухающей резинополимерной композицией концентрацией 600 кг/м3, с наполнителем стекловолокном в количестве от 1 до 1,8% от веса проппанта, со ступенчатым увеличением на 0,2% в каждой порции, и равными порциями проппанта с размером фракции 20/40 меш со ступенчатым увеличением концентрации в каждой порции на 200 кг/м3, начиная от 200 до 800 кг/м3. Причем пятой порцией закачивают RSP-проппант фракции 12/18 меш концентрацией 1000 кг/м3. Технический результат заключается в повышении эффективности изоляции трещины от попутной и подошвенной воды; повышении проводимости трещины и надежности реализации способа; повышении качества крепления призабойной зоны пласта; снижении дополнительных затрат. 5 ил., 1 табл.

Изобретение относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов. Технический результат изобретения заключается в уменьшении водопроницаемости с использованием гелеобразующей жидкости, которая содержит модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере одну аминогруппу. Способ уменьшения водопроницаемости подземного пласта включает создание гелеобразующей жидкости для обработки, которая содержит водную базовую жидкость, базовый полимер, содержащий акриламидное мономерное звено, органический сшивающий агент, содержащий поперечно-сшиваемый полимер, выбираемый из группы, состоящей из полиэтиленимина, поливиниламина, любого их производного, любой их соли и любой их комбинации или из поливиниламина, любого его производного, любой его соли; и модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере один аминоспирт, выбираемый из группы, состоящей из этаноламина, диэтаноламина, триэтаноламина, пропаноламина и любой их комбинации или содержащий по меньшей мере одно соединение, выбираемое из группы, состоящей из аминоспиртов; и ввод гелеобразующей жидкости для обработки в пласт. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 9 ил.

Группа изобретений относится к обработке карбонатных пластов. Технический результат – эффективная обработка карбонатных пластов за счет длительной активности жидкостей обработки и действия их на глубине пласта, уменьшение необходимых количеств добавок в жидкостях обработки. Жидкость, подходящая для обработки карбонатных пластов, содержит глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль (GLDA), ингибитор коррозии и катионное поверхностно-активное вещество. Указанная жидкость является кислой. Количество GLDA составляет от 5 до 30 мас.% в расчете на полную массу жидкости. Ингибитор коррозии присутствует в количестве 0,1-2 об.% от объема жидкости. Катионное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве 0,1-2 об.% от объема жидкости. 6 н. и 10 з.п. ф-лы, 5 ил., 2 табл., 7 пр.
Наверх