Способ деструкции сшитого геля в рабочей жидкости для обработки нефтедобывающих скважин

Изобретение относится к обработке нефтедобывающих скважин, а именно к композициям, обеспечивающим деструкцию высоковязких жидкостей на водной основе, применяемых в гидравлическом разрыве пласта – ГРП. В способе деструкции сшитого геля в рабочей жидкости для обработки нефтедобывающих скважин путем радикальной деполимеризации деструкцию сшитого геля осуществляют введением в указанную жидкость, являющуюся водным раствором, включающим не менее одного гидрофильного полимера в качестве гелирующего агента, деструктирующего агента - органического пероксида совместно с активатором - гексацианоферратом калия или комплексом железа с этилендиаминтетраацетатом, затем - по меньшей мере одного сшивающего агента для гидрофильного полимера, обработкой при нагревании с последующей выдержкой до момента окончания радикального разрушения полученного сшитого геля при следующей концентрации указанных компонентов в водном растворе, мас.%: органический пероксид (по активному веществу) 0,005-5, указанный активатор (по активному веществу) 2,5⋅10-6 - 2,5⋅10-2, гелирующий агент 0,08 - 5. Технический результат – обеспечение контролирования по времени полного разрушения сшитого геля на водной основе, применяемого в ГРП, одновременно не требующего процесса изменения и дополнительного подстраивания состава композиции рабочей жидкости ГРП. 8 табл.

 

Изобретение относится к способам и составам для обработки нефтедобывающих скважин, а именно к композициям, обеспечивающим деструкцию высоковязких жидкостей, применяемым при Гидроразрыве Пласта. Собственно метод Гидроразрыва Пласта, (далее ГРП) применяется с целью повышения продуктивности и увеличения приемистости нагнетательных скважин за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков.

Метод ГРП предусматривает закачивание рабочей жидкости для обеспечения раскрытия и гидравлического расширения естественных, а также образования искусственных трещин. Для удержания в раскрытом состоянии при прекращении закачки рабочей жидкости и снижении давления трещину набивают переносимыми рабочей жидкостью частицами расклинивающего агента (песок, керамические частицы, высокопрочные пластиковые гранулы, иные твердые частицы). Рабочая высоковязкая жидкость на водной основе, используемая при ГРП, как правило, загущается с помощью высокомолекулярных природных смол, таких как галактоманнановые или глюкоманановые смолы (гуар), смола акации карайя, трагакант и др., природных полисахаридов, таких как крахмал, целлюлоза и др. Однако в последнее время природные смолы заменяют их производными, например гидроксипропилгуаром, метилэтилгидроксипропилгуаром, гуаром модифицированным диалкиламидовым эфиром, гидроксиэтилцеллюлозой, карбоксиметилцеллюлозой и т.д. Одним из преимуществ модифицированных смол является большая вязкость линейного полимера, его стабильность при повышенных температурах, а также меньший осадок (1-2%) после разрушения сшитого геля по сравнению с натуральными смолами.

Рабочая жидкость должна быть химически устойчивой и достаточно вязкой, чтобы удерживать расклинивающий агент во взвешенном состоянии, пока он подвергается сдвиговым деформациям и нагреву в наземном оборудовании, в системе труб скважины, перфорационных каналах и в самой трещине, во избежание преждевременного осаждения расклинивающего агента и, как следствие смыкания трещины. Для сшивки вышеуказанных линейных полисахаридных гелей, имеющих недостаточную вязкость для удержания пачки расклинивающего агента в трещине, применяют ионы переходных металлов, которые, в свою очередь, участвуют в построении сетчатой структуры сшитого полимера. Сшитый полимер обеспечивает многократное увеличение вязкости по сравнению с линейным полимером.

В состав рабочей жидкости ГРП включают «сшиватели» линейного геля; деструкторы, обеспечивающие контролируемую деградацию высоковязкого полимера до жидкого флюида для упрощенного забора жидкости ГРП из скважины, а также термостабилизаторы, присадки, управляющие уровнем pH, поверхностно-активные вещества (ПАВ), бактерициды, эмульгаторы и деэмульгаторы, добавки снижающие инфильтрацию, стабилизаторы глин и т.д.

В качестве реагентов-сшивателей используют ионы различных металлов, включая ионы титана и циркония, однако ионы бора в составе таких соединений как бура, борная кислота, улексит, колеманит и др. получили наиболее широкое применение в сочетании с полимерами на основе галактоманнанов вследствие целого ряда преимуществ данной системы перед другими. К этим преимуществам относятся: широкий интервал рабочих температур, от 5 до 120°C, вследствие чего они подходят практически под любую скважину и не охваченными остается лишь очень узкий диапазон скважин с температурами от 120 до 160°C включительно; доступность и широкий спектр соединений, включающих бор, так как практически любой из составов, содержащих бор при pH от 8 до 13, является сшивателем для соответствующих условий; совместимость с большинством сопутствующей химии, такой как амины, этаноламины, все виды ПАВов, все водорастворимые полимеры, большинство солей, встречающихся в воде водоемов и подземных формаций, отсутствие чувствительности к органическим компонентам, применяемым в качестве биоцидов и консервантов; минимальная чувствительность готовой системы к термоперепадам в процессе закачки; способность галактоманнанов обратимо разрушать и восстанавливать связи полимер - бор, полностью сохранять свои рабочие характеристики даже при очень значительных сдвиговых нагрузках.

В качестве деструкторов сшитых гелей на водной основе применяются энзимы, кислоты в виде эфиров и солей как органические (например, уксусная, муравьиная, лимонная), так и неорганические (угольная, азотная, ортофосфорная, хлорная, хлорноватистая и др.), органические перекиси (например, дибензоилпероксид, циклогексаноил пероксид, кумол гидропероксид, третбутил гидропероксид, дитретбутил пероксид и др.) и пероксидные соединения, (например, персульфаты, пербораты, пероксокарбонаты, перекись водорода, перекиси щелочноземельных металов). Важно отметить, что действие энзимных деструкторов ограничено значениями температур (не выше 77°C) и условиями pH среды, лежащим в диапазоне от 3 до 8, а их эффективность ниже по сравнению с окислительными системами.

Состав жидкости для ГРП варьируют в зависимости от температурного режима и глубины скважины, количественного и качественного состава пластовых пород, вследствие непосредственного влияния указанных параметров на условия сшивки и деструкции геля в составе рабочей жидкости. Так, например, для низких температур 20-55°C применяют капсулированные окислительные деструкторы, энзимные и катализируемые окислительные деструкторы, в интервале 50-95°C используют различные окислительные системы и модификаторы pH среды, при температурах 80-120°C применяют окислительные системы, в том числе модификаторы pH среды в комплексе с ингибиторами деструкторов.

Известен метод деструкции сшитых гелей путем активации инкаспулированного микробного компонента, освещенный в патенте US №7942201. Известная технология предлагает использование бактерий вида Termotogas, являющихся представителями группы термофильных бактерий, таких как, например, Termotoga neapolitana или Termotoga maritime, или бактерий класса Bacillus, Citrobakter, Enterococcus. заключенных в полимерную оболочку капсулы, инертную к компонентам ядра. Упомянутые бактерии способны продуцировать энзим гидролазу, атакующие маннановые и галактоманнановые связи в гуаровой структуре, разрушая молекулы до моносахаридных и дисахаридных фрагментов. Необходимыми для жизнетворной деятельности бактерий условия согласно данному патенту являются температурный режим от 80°F (26,67°C) до 195°F (90,55°C) и уровень pH, находящийся в пределе от 4 до 9. Технология также предлагает применение таких энзимов, как целлюлаза, гемицеллюлаза, эндоксиланаза, экзоксиланаза, эндоамилаза, оксидаза и др. энзимы, заключенные в капсулы, как альтернатива микробному компоненту.

Исследованию деструкторов посвящена статья «Изучение проблемы полной деструкции полисахаридного геля ГРП и разработка метода деструкции, направленного на разрушение комплекса сшитого геля», Л.А. Магадова, Л.А. Чирина, Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина, №3 2014 - Технологии добычи и использования углеводородов. Из источника известно, что деструкторы перекисного типа не достаточно эффективны и в результате разрушения полисахаридного геля остается гелеобразный осадок. Перекиси без дополнительных компонентов работают в достаточно узких температурных границах. Для их использования необходимо расширение диапазона рабочих температур перекисных соединений.

В статье показана более высокая по сравнению с перекисными деструкторами эффективность кислотных деструкторов на основе соляной, лимонной, щавелевой кислот при температуре, равной 90°C, и предложен состав деструктора кислотного типа на основе водно-спиртового раствора фосфола и хлорида калия, обеспечивающий полную деструкцию полисахаридного геля.

Недостатками указанного состава являются: использование последнего только для геля на основе гидроксипропилгуара; возможного негативного влияния на стабильность геля минеральных солей в воде, используемой для приготовления геля; снижение скорости деструкции с течением времени при применении кислотных деструкторов; уменьшение проницаемости пласта вследствие образования нерастворимых фосфатов кальция.

Известна система снижения вязкости жидкости для обработки пласта, описанная в патенте US №7334640. Данная система включает композицию из сшивающего агента, линейный гель, компонент для деструкции сшитого геля и его активатор. В качестве линейного геля выбраны соединения из группы: гуар, гидроксипропилгуар, карбоксиметилгуар, галактоманнановая смола, карбоксиметилгидроксипропилгуар, целлюлоза, гидроксиэтилцеллюлоза, ксантан и их комбинации. В качестве сшивающего агента используют соединения циркония, соединения титана, соединения алюминия, соединения цинка, соединения бора. Компонент для деструкции сшитого геля представляет собой окисляющий брейкер (например, пероксид, персульфат, перборат, хлористая кислота, хлорноватистая кислота их производные и их смеси) в сочетании с активатором брейкера, включающем ион переходного металла, например, железа, и белок, выбранный из группы, состоящей из полиаминокислоты, полиаминокислоты с разветвленными боковыми цепями (например, полиаспаргиновая, полиглутаминовая кислоты).

Наиболее близким по технической сущности является состав для деструкции сшитого геля на основе полисахарида, в том числе гуаровой смолы, включающий органический пероксид и активатор пероксида - растворимого соединения амина при соотношении последнего к органическому пероксиду от приблизительно 1:1 до приблизительно 20:1, при содержании соединения амина не менее 15% от массы полисахарида (патент US №7678745 от 16.03.2010). Согласно указанному техническому решению органические перекиси выбирают из группы, включающей трет-алкильные эфиры пероксикарбоновых кислот, ди(трет-алкильные) эфиры дипероксидикарбоновых кислот, алкеновые диэфиры пероксикарбоновых кислот, OO-трет-алкил-O-алкильные диэфиры монопероксикарбоновых кислот и их смеси. Активатор брейкера выбран из группы: триэтилентетрамин, тетраэтиленпентамин, пентаэтиленгексамин, N-метил анилин, N,N-диметил анилин и их смеси.

Недостатками данного изобретения являются:

- неполное разрушение сшитого геля,

- образование остаточного значительного содержания хлопьевидного осадка вследствие инициирования процесса «оверкроссинга» - необратимой глубокой сшивки полимера, сопровождающейся уплотнением структуры вплоть до выпадения в виде макроскопических образований с содержанием сшитого полимера 50% по массе и более;

- затруднения регулирования скорости деструкции сшитого геля вследствие нестабильности гидроперекисей реагирующих на комплексы мателлов, стабилизированные аминами, содержащимися в реальной воде, а не модельной, а также чрезвычайно различающаяся каталитическая активность между пероксидами и гидропероксидами, вследствие различных механизмов активации; смещение pH среды в сторону щелочной при применении аминов в качестве активатора брейкера, требующее подбора параметров остальных компонентов рабочей жидкости ГРП.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является контролируемое по времени полное разрушение любого сшитого геля, применяемого в ГРП на водной основе, не требующее процесса изменения и дополнительного подстраивания состава композиции рабочей жидкости ГРП.

Поставленная задача достигается тем, что способ деструкции сшитого геля в рабочей жидкости для обработки нефтедобывающих скважин путем радикальной деполимеризации осуществляют введением в указанную жидкость, являющуюся водным раствором, включающим не менее одного гидрофильного полимера в качестве гелирующего агента, деструктирующего агента - органического пероксида совместно с активатором гексацианоферратом калия или комплексом железа с этилендиаминтетраацетатом, затем - по меньшей мере одного сшивающего агента для гидрофильного полимера, обработкой при нагревании с последующей выдержкой до момента окончания радикального разрушения полученного сшитого геля, при следующей концентрации указанных компонентов в водном растворе, мас.%: органический пероксид (по активному веществу) 0,005-5, указанный активатор (по активному веществу) 2,5⋅10-6 - до 2,5⋅10-2, гелирующий агент - от 0,08 - 5%.

Варьирование концентраций компонентов рабочей жидкости в пределах указанных диапазонов, а также применение различных сочетаний композиции органопероксид-активатор пероксида позволяет подобрать уникальную рецептуру состава рабочей жидкости ГРП при заданных значениях температуры и времени.

В отдельных случаях возможно применение пероксидного деструктора в отсутствие пероксидного активатора, если время разрушения геля окажется

оптимальным при заданной температруре, однако все равно лучше подбирать систему перекись - активатор с иными параметрами для лучшей отчистки пласта.

Рассмотрим подробнее способ получения композиция для деструкции сшитых гелей на водной основе, при этом осуществляют выбор органических пероксиды из ряда: трет-бутилбензоил пероксид, дитрет-бутилпероксид, трет-бутил гидропероксид, кумил гидропероксид, трет-бутил кумил перокид, дикумил пероксид, 2,2-ди-(трет-бутилперокси)-бутан, трет-амил гидропероксид, перекись бензоила, другие перекиси, гидроперекиси, пероксиэфиры и их смеси. В качестве комплексных соединений железа выбирают гексоцианоферрат (II/III), комплекс железа (II/III) с ЭДТА.

Механизм воспроизведения способа получения композиции для деструкции со сшитым полисахаридным гелем по сути является механизмом окислительно-восстановительных инициирующих систем, где в качестве окислителя используют гидроперекиси, органические перекиси, диалкильные и другие пероксиды, хлораты, пермарганаты, и др, а в качестве восстановителя применяют закисные соли, и другие соединения переходных металлов, сульфиты, тиосульфиты, сульфооксилаты, диенолы, оксикарбонильные соединения и другие соединения. Ион железа в составе комплексной соли инициирует разложение перекиси по ион-радикальному механизму, получившиеся радикалы в свою очередь атакуют цепь полисахарида с разрывом в конечном итоге одной или нескольких углерод-углеродных связей.

Приведенные ниже примеры описывают применение заявляемого технического решения в качестве способа получения композиции для разрушения сшитого геля на водной основе в составе рабочей жидкости ГРП.

В таблице 1 приведены примеры, которые осуществляли следующим образом.

1 литр воды заливают в блендер, включают и загружают гелирующий агент. Перемешивание ведут на большой скорости (от 300 до 600 RPM) в течение 3-5 минут, затем скорость снижают до небольшой (от 50 до 150 RPM). Одновременно, в зависимости от запросов заказчика тестов, на этом этапе могут быть добавлены дополнительные компоненты, такие как биоциды и консерванты, стабилизаторы глины, деэмульгаторы и др. На вязкость геля и на время разрушения они практически не влияют. Через 15 минут перемешивания скорость блэндера повышают и вводят туда же комплекс брэйкеров и активаторов. Еще через 10-30 секунд вводят сшиватели (один или несколько). Гель сшивается при перемешивании за период от нескольких секунд до 1 минуты. После закрытия воронки гель перегружается в стакан ротационного вискозиметра.

Нами были использован ротационный вискозиметр Brookfield PVS с геометрией R1B5, давлением 500 pci. Температура бани заранее выбирается в соответствии с указанными в таблице режимами. После установки стакана запускается программа по анализу скорости разрушения геля. Скорость вращения стандартная - 300 RPM. Скоростные режимы работы прибора, давление, геометрия - все будет применяться для всех примеров одинаково во всех случаях, когда применяют данный прибор.

Для примера с 1 по 2 использовалась также антиседиментационная добавка, которая добавляется совместно со сшивателями, для примера №1 это 1 л/м3, для примера №2 это 1,5 л/м3.

В примерах с 7 по 18 - 1 литр воды заливают в блендер, включают и загружают гелирующий агент. Перемешивание ведут на большой скорости (от 300 до 600 RPM) в течение 3-5 минут, затем скорость снижают до небольшой (от 50 до 150 RPM). Через 15 минут перемешивания скорость блэндера повышают и вводят туда же комплекс брэйкеров и активаторов. Еще через 10-30 секунд вводят сшиватель. Гель сшивается при перемешивании за период от 30 секунд до 1 минуты. После закрытия воронки гель перегружается в стакан ротационного вискозиметра. Температура бани заранее выбирается в соответствии с указанными в таблице режимами.

В примерах с 19 по 22 - 1 литр воды заливают в блендер, включают и загружают гелирующий агент. Перемешивание ведут на большой скорости (от 300 до 600 RPM) в течение 3-5 минут, затем скорость снижают до небольшой (от 50 до 150 RPM). Через 15 минут перемешивания скорость блэндера повышают и вводят туда же брэйкер. Еще через 10-30 секунд вводят сшиватель. Гель сшивается при перемешивании за период от 30 секунд до 1 минуты. После закрытия воронки гель перегружается в стакан ротационного вискозиметра. Температура бани заранее выбирается в соответствии с указанными в таблице режимами.

В примере 22 применяли по требованию заказчика термостабилизатор, его вводили до ввода сшивателя, совместно с брэйкером.

В примерах с 23 по 26 - 1 литр воды заливают в блендер, включают и загружают гелирующий агент в виде смеси. Перемешивание ведут на большой скорости (от 300 до 600 RPM) в течение 3-5 минут, затем скорость снижают до небольшой (от 50 до 150 RPM). Через 15 минут перемешивания скорость блэндера повышают и вводят туда же сшиватель да базе хрома в количестве 45% от общего количества. После перемешивания линейный гель переносят в стакан и ставят на водяную баню с температурой 55°C на 1 час 30 минут. После этого гель переносят обратно в блэндер и при повышенной скорости (от 300 до 600 RPM) вводят туда комплекс брэйкеров и активаторов. Еще через 10 - 30 секунд вводят одновременно остаток (55%) сшивателя на основе хрома и сшиватель LTC. Гель сшивается при перемешивании за несколько секунд. После закрытия воронки гель перегружается в стакан ротационного вискозиметра. Температура бани заранее выбирается в соответствии с указанными в таблице режимами.

В примерах с 23 по 25 применяли КМЦ марки Blanose 7Н9, в примере №26 Aquaflo HV.

В примерах с 27 по 37 - 1 литр воды заливают в блендер, включают и загружают гелирующий агент. Перемешивание ведут на большой скорости (от 300 до 600 RPM) в течение 3-5 минут, затем скорость снижают до небольшой (от 50 до 150 RPM). Через 15 минут перемешивания скорость блэндера повышают и вводят туда же комплекс брэйкеров и активаторов. Еще через 10 -30 секунд вводят сшиватель. Гель сшивается при перемешивании за период от 30 секунд до 1 минуты. После закрытия воронки гель перегружается в стакан ротационного вискозиметра. Температура бани заранее выбирается в соответствии с указанными в таблице режимами.

В примерах с 38 по 41- 1 литр воды заливают в блендер, включают и загружают гелирующий агент. Перемешивание ведут на большой скорости (от 300 до 600 RPM) в течение 3-5 минут, затем скорость снижают до небольшой (от 50 до 150 RPM). Через 50 минут перемешивания скорость блэндера повышают и вводят туда же комплекс брэйкеров. Еще через 10 минут вводят сшиватель. Гель сшивается в статическом режиме в период от 2 часов до 12 часов. После гомогенизации сшивателя гель переливают в бутыль и оставляют в бане. Температура бани заранее выбирается в соответствии с указанными в таблице режимами.

В примере №38 применяли высокотемпературный брэйкер Cadio, работающий на температурах свыше 100°C.

В примере №39 применяли высокотемпературный брэйкер на основе TRIGONOX В совместно с высокотемпературным стабилизатором.

В примере №40 применяли брэйкер для средних температур на основе TRIGONOX С, совместно с высокотемпературным стабилизатором.

В примере №41 использован низкотемпературный брэйкер на основе дисперсии PERKADOX L-W40.

В примерах с 42 по 50 - 1 литр воды заливают в блендер, включают и загружают гелирующий агент. Перемешивание ведут на большой скорости (от 300 до 600 RPM) в течение 3-5 минут, затем скорость снижают до небольшой (от 50 до 150 RPM). Через 15 минут перемешивания скорость блэндера повышают и вводят туда же раствор уксусной кислоты до pH 4-5. Затем вводят брэйкер. Еще через 10-30 секунд вводят сшиватель. Гель сшивается при перемешивании за период от 30 секунд до 2 минут, в зависимости от условий. После закрытия воронки гель перегружается в стакан ротационного вискозиметра. Температура бани заранее выбирается в соответствии с указанными в таблице режимами.

В примерах с 42 по 49 применяли гелирующий агент SuperPusher SAV 301.

В примере №50 применяют гелирующий агент Alessan.

В примерах с 42 по 43 применяли TRIGONOX С в смеси с термостабилизатором.

В примерах с 44 по 46 применяли TRIGONOX В в смеси с TRIGONOX С.

В примерах с 46 по 50 применяли TRIGONOX В в смеси с термостабилизатором.

В примерах с 51 по 53 - 1 литр воды заливают в блендер, включают и загружают гелирующий агент в виде смеси. Перемешивание ведут на большой скорости (от 300 до 600 RPM) в течение 3-5 минут, затем скорость снижают до небольшой (от 50 до 150 RPM). Через 30 минут перемешивания скорость блэндера повышают и вводят туда же комплекс брэйкеров и активаторов. Еще через 10-30 секунд вводят свесь сшивателей. Гель сшивается при перемешивании за период от нескольких секунд до 1 минуты. После закрытия воронки гель перегружается в стакан ротационного вискозиметра. Температура бани заранее выбирается в соответствии с указанными в таблице режимами.

В примере №51 применили в качестве сшивателя водный низкотемпературный сшиватель, активатор FeEDTA, брэйкер пероксигидрат мочевины.

В примере №52 применили в качестве сшивателя водный высокотемпературный сшиватели, активатор K4[Fe(CN)6], брэйкер на основе TRIGONOX С.

В примере №53 применили в качестве сшивателя водный низкотемпературный и высокотемпературный сшиватель в соотношении 1:1, активатор FeEDTA, брэйкер пероксигидрат мочевины.

Таким образом, заявляемое техническое решение обеспечивает полное контролируемое по времени разрушение любого сшитого геля, применяемого в ГРП на водной основе без необходимости изменять и подстраивать рецептуру рабочей жидкости ГРП. Используют композицию, содержащую органический пероксид и активатор пероксида. В качестве активатора пероксида используют комплексные соединения железа, а концентрации компонентов рабочей жидкости берут в следующих диапазонах: органический пероксид - от 0,005% до 5% по активному веществу, активатор пероксида - от 2,5⋅10-6% до 2,5⋅10-2% по активному веществу, гелирующий агент - от 0,08% до 5%.

Варьирование концентраций компонентов рабочей жидкости в пределах указанных диапазонов, а также применение различных сочетаний композиции органопероксид-активатор пероксида позволяет подобрать уникальную рецептуру состава рабочей жидкости ГРП при заданных заказчиком значениях температуры и времени.

Способ деструкции сшитого геля в рабочей жидкости для обработки нефтедобывающих скважин путем радикальной деполимеризации, отличающийся тем, что деструкцию сшитого геля осуществляют введением в указанную жидкость, являющуюся водным раствором, включающим не менее одного гидрофильного полимера в качестве гелирующего агента, деструктирующего агента - органического пероксида совместно с активатором - гексацианоферратом калия или комплексом железа с этилендиаминтетраацетатом, затем - по меньшей мере одного сшивающего агента для гидрофильного полимера, обработкой при нагревании с последующей выдержкой до момента окончания радикального разрушения полученного сшитого геля при следующей концентрации указанных компонентов в водном растворе, мас.%:

органический пероксид (по активному веществу) 0,005-5

указанный активатор (по активному веществу) 2,5⋅10-6 - 2,5⋅10-2

гелирующий агент 0,08 - 5.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к вспененным тампонажным материалам, применяемым при креплении обсадных колонн. Технический результат: улучшение эксплуатационных характеристик пеноцементного тампонажного материала и повышение технологичности его использования, в частности: получение прочного и долговечного контакта пеноцемента с горной породой и обсадной колонной во всем интервале цементирования за счет улучшения прочностных показателей пеноцемента и повышения его однородности, снижение реологических и фильтрационных характеристик пеноцементного раствора, а также сокращение сроков схватывания.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к жидкостям для обслуживания скважин. Неводная жидкость для технического обслуживания скважин содержит реологический модификатор, где реологический модификатор содержит продукт реакции полисульфида, димерной кислоты и полифункционального амина, содержащего молекулу, имеющую по меньшей мере две аминные группы, причем неводная жидкость для технического обслуживания скважин содержит буровой раствор на углеводородной основе.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение селективности и глубины проникающей кислотной обработки пласта, повышение степени промывки призабойной зоны от продуктов реакции и загрязнителей, сокращение времени вывода скважины в режим.

Изобретение относится к гидравлическому разрыву подземного пласта. Предложен способ гидравлического разрыва подземного пласта, в котором осуществляют ввод в подземный пласт проппантной фазы, содержащей тонкоструктурную однородную пену, содержащую жидкость на водной основе с повышенной вязкостью, имеющую сверхлегкий проппант - СЛП, взвешенный в указанной жидкости, и газообразную среду, составляющую по меньшей мере около 85 об.% комбинации газообразной среды и жидкости на водной основе в тонкоструктурной однородной пене, где диаметр пузырьков в по меньшей мере 70% объема газа тонкоструктурной однородной пены меньше чем или равен 0,18 мм, и проппантную фазу вводят в подземный пласт под давлением, достаточным для образования или расширения трещины.

Настоящее изобретение относится к синтетическому цементу, который содержит монофункциональный мономер с низкой вязкостью, дициклопентадиениловый фрагмент, который имеет боковые группы, подверженные свободнорадикальному взаимодействию, 1,3-бутиленгликольдиметакрилат, ненасыщенный стироловый блок-сополимер и пероксидный отвердитель.

Настоящее изобретение относится к модифицированному проппанту и его применению при гидравлическом разрыве подземного пласта. Модифицированный проппант содержит частицу субстрата проппанта, покрытую гидрогелем полимера, где указанная частица содержит покрытый смолой проппант и усилитель адгезии, скрепляющий их.
Изобретение относится к добыче нефти или природного газа и их перекачиванию по трубопроводам. Способ разжижения жидкости, обладающей кажущейся вязкостью более 5 сП и применяемой при добыче нефти или природного газа, где жидкость содержит водорастворимый разветвленный полисахарид, растворенный в воде, выбираный из группы, состоящей из ксантана, диутана и любых их производных, и способ включает стадию обеспечения контакта указанной жидкости с одним или несколькими водорастворимыми персульфатами и одним или несколькими сильными основаниями, которую осуществляют при одной или нескольких температурах менее 100°F (37,8°С).
Изобретение относится к добыче нефти или природного газа. Способ разжижения жидкости, обладающей кажущейся вязкостью более 5 сП и применяемой при добыче нефти или природного газа, содержащей один или несколько водорастворимых синтетических полимеров, выбранных из приведенной группы, включает стадию обеспечения контакта указанной жидкости с одним или несколькими водорастворимыми персульфатами и одним или несколькими сильными основаниями, которую проводят при одной или нескольких температурах менее 100ºF (37,8ºС).
Изобретение относится к полилактидным волокнам, которые ввиду способности быстро разлагаться в определенных условиях, потенциально имеют использование в сельскохозяйственной, лесной, морской и нефтегазовой промышленности.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - замедление скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличение степени охвата обработкой пласта, предотвращение образования кольматирующих отложений с усиленным эффектом стабилизации железа, возможность использования для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными коллекторами. Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта содержит, мас.%: растворитель - реагент МИА-пром К 11,0-35,0; эмульгатор - реагент ИТПС-04 Э 1,0-10,0; реагент ИТПС - 708 А 1,1-5,5; соляная кислота остальное. 3 табл., 8 пр.

Настоящее изобретение относится к способу цементирования трубы или оболочки в газовой скважине, который включает в себя: (а) ввод в ствол скважины цементирующего раствора, включающего в себя воду, цемент и метилгидроксиэтилцеллюлозу (МНЕС) и в котором количество МНЕС находится в интервале от 0,05 до 1,50 процентов по массе цемента, при этом плотность цементирующего раствора находится в интервале от 0,72 г/см3 (6,0 ppg) до 1,74 г/см3 (14,5 ppg), и (b) предоставление возможности раствору затвердеть в твердую массу. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - предотвращение проскальзывания или миграции газа в ствол скважины и улучшение стабильности цементирующего раствора. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 17 пр., 4 табл., 2 ил.

Настоящее изобретение относится к композиции, содержащей соединения аминов, и их применению в буровых жидкостях. Композиция для применения в или в качестве буровой жидкости типа «вода в масле», содержащая: (А) одно или более первичных, вторичных или третичных алкоксилированных соединений аминов, (B) одно или более соединений карбоновых кислот, выбранных из одного или более представителей группы эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с моноспиртами и эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с полиолами, (C) масло, являющееся текучим по меньшей мере при 25°C, (F) воду и дополнительно соли, растворенные в воде в концентрации более 1 мас.%, и композиция является эмульсией типа «вода в масле», в которой масло образует непрерывную фазу, а вода образует дисперсную фазу. Композиция для улучшения свойств текучести на холоде сырой нефти, содержащая: одно или более первичных, вторичных или третичных алкоксилированных соединений аминов, одно или более соединений карбоновых кислот, выбранных из одного или более представителей группы эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с моноспиртами и эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с полиолами, масло, являющееся текучим по меньшей мере при 25°C, воду и дополнительно соли, растворенные в воде в концентрации более 1 мас.%, и композиция является эмульсией типа «вода в масле», в которой масло образует непрерывную фазу, а вода образует дисперсную фазу. Способ бурения буровой скважины с использованием композиции, содержащей компоненты от (А) до (С) и (F), в частности - от (А) до (F) или от (А) до (D) и (F), по любому из пп. 1-15, в качестве буровой жидкости или части буровой жидкости, включающий стадию подачи буровой жидкости в буровую скважину во время операции бурения. Применение указанной выше композиции в качестве буровой жидкости или части буровой жидкости, в частности - при разработке нефтяных и газовых месторождений, в операциях геотермального бурения или в операциях бурения водяных скважин, в форме эмульсии типа «вода в масле». Применение указанной выше композиции в качестве эмульгатора типа «вода в масле». Применение указанной композиции, содержащей компоненты (А), (B), (F) и дополнительно соли, растворенные в (F) в концентрации более 1 мас.%, и композиция является эмульсией типа «вода в масле», в которой (С) образует непрерывную фазу, а (F) образует дисперсную фазу, для повышения текучести тяжелых сырых нефтей или исключительно тяжелых сырых нефтей посредством формирования эмульсий типа «вода в масле» с пониженной вязкостью. Применение композиции, состоящей из (А), (B), в качестве эмульгаторной системы для получения эмульсий типа «вода в масле». Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат – улучшение рабочих характеристик и повышение экологической приемлемости. 7 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 пр., 8 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин. Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин заключается в том, что в нефтяную добывающую скважину закачивают два реагента. При этом в качестве реагентов используют гранулированный магний, затворенный на безводной нефти в соотношении 50 кг Mg на 1 м3 безводной нефти, и раствор соляной кислоты с концентрацией 24%. При этом вначале в нефтяную добывающую скважину закачивают гранулированный магний, затворенный на безводной нефти. После чего создают промежуточный буфер, закачивая в нефтяную добывающую скважину 0,3 м3 товарной нефти. Затем через промежуточный буфер закачивают раствор соляной кислоты под давлением 20-70 атм. При этом мольное соотношение магния и соляной кислоты обеспечивают в пределах от 1:2,25 до 1:2,70. Техническим результатом является повышение эффективности снижения уровня выноса песка. 1 пр., 4 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин. Технический результат - повышение пенообразующей способности, обеспечение эффективного удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин при различной минерализации скважинной жидкости, в широком диапазоне содержания углеводородной фазы, сохранение физико-химических свойств пенообразователя при повышенных температурах. Состав для приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин, содержащий поверхностно-активное вещество - ПАВ, мочевину, карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, в качестве ПАВ содержит МОРПЕН, представляющий собой смесь водо- и маслорастворимых алкилсульфатов и сульфоэтоксилатов натрия, при следующем соотношении компонентов, масс. %: МОРПЕН 24,9-28,4, мочевина 71,1-74,6, КМЦ 0,5-1,0. Способ приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин из указанного выше состава, включающий растворение мочевины в ПАВ МОРПЕН при температура 80-90°С до образования истинного раствора, постепенное введение в полученный раствор при перемешивании КМЦ, а затем заливку полученной смеси в формы и полное отверждение состава. 2 н.п. ф-лы, 5 табл., 4 пр.

Изобретение может быть использовано при утилизации отходов промышленного производства. Шлак производства феррованадия силикоалюминотермическим способом используют в качестве нейтрализующего материала для рекультивации закисленных почв терриконников. Изобретение позволяет расширить арсенал нейтрализующих материалов, используемых для рекультивации закисленных почв. 2 табл., 1 пр.

Группа изобретений относится к бурению скважин и разработке месторождений углеводородов. Технический результат – разложение жидкости обработки при конкретных температурных условиях с одновременным ее удешевлением и возможностью использовать ее в больших количествах. Дисперсионную жидкость для бурения получают диспергированием в водной среде способного к гидролизу смоляного материала, содержащего способную к гидролизу в малой степени смолу, способную к гидролизу смолу, ускоряющую разложение эфиров, а также способную к гидролизу смолу, высвобождающую кислоту, в виде полиоксалата. Способ обработки скважины включает в себя операцию ввода указанной выше дисперсионной жидкости в скважину под давлением для осуществления гидролиза способного к гидролизу смоляного материала в воде при температуре не ниже 40°C. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 1 ил., 8 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта. Технический результат – повышение однороднсти состава и обеспечение возможности регулирования времени сшивки. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в скважину водного полимердисперсного состава, содержащего полиакриламид - ПАА, сшивающий агент и микроармирующую добавку, и продавку его в пласт водой, используют полимерную композицию, содержащую, масс. %: ПАА частично гидролизованный 12,00-17,00, микрокремнезем или микрокальцит - остальное, в качестве сшивающего агента используют ацетат хрома(III) или сшивающую композицию состава, масс. %: ацетат хрома(III) 2,00-10,00 и 20,0-23,0%-ная соляная кислота - остальное, указанный состав получают введением в воду пресную или минерализованную с плотностью до 1,012 г/см3 указанной полимерной композиции, содержащей микрокремнезем, при перемешивании ее до полной гидратации ПАА и затем введением сшивающего агента - ацетата хрома(III) или указанной сшивающей композиции при закачке в скважину, при следующем соотношении компонентов, масс. %: указанная полимерная композиция, содержащая микрокремнезем 1,0-7,0, ацетат хрома(III) 0,01-0,1 или указанная сшивающая композиция 0,5-1,5, указанная вода остальное, или введением в воду пресную или минерализованную с плотностью до 1,012 г/см3 указанной полимерной композиции, содержащей микрокальцит, при перемешивании ее до полной гидратации ПАА и затем введением сшивающего агента - ацетата хрома(III) при закачке в скважину, при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанная полимерная композиция, содержащая микрокальцит 1,0-7,0, ацетат хрома(III) 0,01-0,1, указанная вода - остальное. 2 табл., 9 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами и для ограничения водопритока в добывающей скважине. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов, повышение эффективности охвата пласта воздействием и расширение технологических возможностей способа. В способе регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, включающем приготовление и закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего ксантан, ацетат хрома, поверхностно-активное вещество – ПАВ и воду, и технологическую выдержку для гелеобразования, предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины. По одному варианту при приемистости 150-300 м3/сут до закачки гелеобразующего состава закачивают оторочку водного раствора щелочного реагента с концентрацией 0,05-5,0 мас. % в объеме 5-10 м3, затем осуществляют закачку гелеобразующего состава, дополнительно содержащего бактерицид - формалин или глутаровый альдегид, при содержании компонентов, мас. %: ксантан - 0,2-0,4, ацетат хрома - 0,02-0,04, ПАВ - 0,1-0,2, бактерицид - 0,05-2,0, вода пресная - остальное, после этого осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ, содержащего, мас. %: щелочной реагент - 0,1-2,0, ПАВ - 0,005-3,0, вода с минерализацией 0,15-300 г/л - остальное, при объемном соотношении гелеобразующего состава к оторочке водного раствора щелочного реагента и ПАВ, выбранном в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и составляющем 1:(0,5÷3), продавливают указанную оторочку в пласт водой с минерализацией 0,15-300 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку от 2 до 5 сут. По другому варианту при приемистости 300-500 м3/сут до закачки гелеобразующего состава закачивают в пласт оторочку водного раствора щелочного реагента с концентрацией 0,05-5,0 мас. % в объеме 10-20 м3, осуществляют закачку гелеобразующего состава, дополнительно содержащего бактерицид - формалин или глутаровый альдегид, при содержании компонентов, мас. %: ксантан - 0,3-1,0, ацетат хрома - 0,03-0,1, ПАВ - 0,15-2,0, бактерицид - 0,05-2,0, вода пресная - остальное, после этого осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ при их содержании, мас. %: щелочной реагент - 0,1-2,0, ПАВ - 0,005-3,0, вода с минерализацией 0,15-300 г/л - остальное, при объемном соотношении гелеобразующего состава к указанной оторочке, выбранном в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и составляющем 1:(2÷4), продавливают в пласт указанную оторочку водой с минерализацией 0,15-300 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку от 2 до 7 сут. По третьему варианту при приемистости 500-600 м3/сут предварительно закачивают в пласт оторочку дисперсного состава в объеме 50-100 м, затем оторочку водного раствора щелочного реагента с концентрацией 0,05-5,0 мас. % в объеме 20-30 м3, после осуществляют закачку гелеобразующего состава, дополнительно содержащего бактерицид - формалин или глутаровый альдегид и полимер, при содержании компонентов, мас. %: ксантан - 0,5-2,0, ацетат хрома - 0,05-0,2, ПАВ - 0,5-4,0, бактерицид - 0,05-2,0, полимер - 0,1-1,0, вода пресная - остальное, после закачки гелеобразующего состава осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ при их содержании, мас. %: щелочной реагент - 0,1-2,0, ПАВ - 0,005-3,0, вода с минерализацией 0,15-300 г/л - остальное, при объемном соотношении гелеобразующего состава к указанной, выбранном в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и составляющем 1:(3÷5), продавливают в пласт указанную оторочку водой с минерализацией 0,15-300 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку от 4 до 12 сут. Используют в качестве щелочного реагента гидроксид натрия или тринатрийфосфат, или стекло натриевое жидкое, в качестве оторочки дисперсного состава - водную дисперсию наполнителя с концентрацией 0,01-10,0 мас. % или водную дисперсию наполнителя и полимера при соотношении компонентов, мас. %: наполнитель - 0,01-10, полимер - 0,005-1,0, вода с минерализацией 0,15-300 г/л – остальное, в качестве наполнителя - доломитовую или древесную муку, или бентонитовый глинопорошок, в качестве полимера - полиакриламид или натрий-карбоксиметилцеллюлозу, или гидроксиэтилцеллюлозу, в качестве ПАВ - указанные оксиэтилированные алкилфенолы. 3 н.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта нефтеводонасыщенных пластов, а также к составам и способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Предложенный способ изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта заключается в закачке кремнийсодержащей композиции с водным раствором неорганического сшивателя и пластификатора, при этом в качестве кремнийсодержащего вещества используют кремнийорганическое маслорастворимое или водорастворимое вещество или кремнийнеорганическое вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%: 55-89 кремнийорганического маслорастворимого или водорастворимого вещества или кремнийнеорганического вещества, 10-40 водного раствора неорганического сшивателя, 1-5 пластификатора. Техническим результатом является улучшение изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта при регулируемом механизме отверждения закачиваемой композиции в области низких температур до 40°С и высоких температур до 90-100°С. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 5 табл., 5 пр.

Изобретение относится к обработке нефтедобывающих скважин, а именно к композициям, обеспечивающим деструкцию высоковязких жидкостей на водной основе, применяемых в гидравлическом разрыве пласта – ГРП. В способе деструкции сшитого геля в рабочей жидкости для обработки нефтедобывающих скважин путем радикальной деполимеризации деструкцию сшитого геля осуществляют введением в указанную жидкость, являющуюся водным раствором, включающим не менее одного гидрофильного полимера в качестве гелирующего агента, деструктирующего агента - органического пероксида совместно с активатором - гексацианоферратом калия или комплексом железа с этилендиаминтетраацетатом, затем - по меньшей мере одного сшивающего агента для гидрофильного полимера, обработкой при нагревании с последующей выдержкой до момента окончания радикального разрушения полученного сшитого геля при следующей концентрации указанных компонентов в водном растворе, мас.: органический пероксид 0,005-5, указанный активатор 2,5⋅10-6 - 2,5⋅10-2, гелирующий агент 0,08 - 5. Технический результат – обеспечение контролирования по времени полного разрушения сшитого геля на водной основе, применяемого в ГРП, одновременно не требующего процесса изменения и дополнительного подстраивания состава композиции рабочей жидкости ГРП. 8 табл.

Наверх