Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин



Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин
Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин
Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин
Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин

 


Владельцы патента RU 2626097:

Морозов Василий Степанович (RU)

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.

 

Настоящее изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин.

Известен способ предотвращения притока пластовых вод и выноса песка из пласта в призабойную зону добывающих нефтяных скважин, основанный на том, что в пласте создают водоизолирующий и укрепляющий экран путем закачки в него песчано-цементной смеси [Г.А. Зотов и др. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах. М.: Недра, 1987, с. 15].

Недостатком способа является относительно низкая эффективность, обусловленная низкой фильтруемостью песчано-цементной смеси, что не позволяет создать необходимого по глубине проникновения в пласт водоизолирующего и укрепляющего пласт экрана.

Кроме того, способ трудоемок и требует разбуривания оставленной в интервале призабойной зоны скважины пробки, образующейся из цементно-песчаного раствора и повторной перфорации скважины.

Известен также способ [RU 1461868 A1, Е21В 33/138, 28.02.1989], основанный на том, что производят крепление призабойной зоны пескопроявляющих нефтяных скважин путем создания в заколонном пространстве скважины искусственного отвержденного пористого полимерного фильтра, который создают путем закачки полимерного состава в призабойную зону, причем после отверждения состава его обрабатывают теплогенерирующим пенообразующим составом в количестве, обеспечивающем 30-100% объема порового фильтра, и содержащим в своем составе следующие компоненты при их соотношении, мас. %: хлористый аммоний 23-25; нитрит натрия 20-30; кислота 0,05-2,0; сульфонол 0,2-1,0; вода - остальное, а после истечения времени реагирования состава скважину промывают для выноса из фильтровой зоны закупоривающих поровое пространство частиц.

Недостатком этого способа является относительно высокая сложность, связанная с проведением операции закачки в заколонное пространство скважины отверждающего многокомпонентного полимерного состава, промывкой и обработкой данного состава различными растворителями и пенообразователями с целью вымывания из состава отдельных компонентов для получения отвержденного фильтра с заданной пористостью.

Кроме того, известен способ [RU 1506066 A1, Е21В 43/08, 07.09.1989], основанный на образовании и регулировании обратного потока внутри бурильной колонны труб и вне ее, согласно которому создают циркуляцию промывочной жидкости в керноприемнике путем периодического создания в нем перепада давления и образования обратной циркуляции, при этом, периодическое создание перепада давлений в зоне осуществляют возбуждением волнового процесса в промывочной жидкости.

Недостатком способа являются его относительно высокая сложность и относительно низкая эффективность.

Помимо указанных выше известен способ [RU 1795087 A1, Е21В 43/08, 15.02.1993], заключающийся в обсаживании фильтром интервала вскрытия пласта в скважине, вводе в зафильтровую полость пласта зернистого материала с нейтральной плавучестью в пластовой жидкости и размером зерен больше отверстий фильтра и периодическое воздействие на фильтровую зону импульсами давления в процессе последующего отбора из скважины жидкости.

Недостатком этого способа также является его относительно низкая эффективность, обусловленная низкими пескоизолирующими свойствами у жидкостного суспензионного фильтра с нейтральной плавучестью твердых частиц.

К известным можно отнести и способ [US 4091868, Е21В 33/138, 30.05.1978], включающий закачку в высокопроницаемые слабосцементированные участки пласта состава, изолирующего поступление воды и вынос песка из пласта в скважину - предварительно катализированной смолы, твердения его и формирования в зоне перфорации скважины гидрофобного фильтрующего материала, проницаемого для нефти и малопроницаемого для воды с вытеснением его водой в зону закупорки, и эксплуатацию скважин

Недостатком этого известного способа также является относительно низкая эффективность.

Наиболее близким по технической сущности к предложенному является способ, [RU 2108454 C1, Е21В 43/32, 33/138, 10.04.1998], включающий закачку в обводненный нефтяной пласт двух реагентов, реагирующих с образованием нерастворимого в воде осадка, причем в пласт закачивают 35-40% водный раствор едкого натра, буферную пачку пресной воды и аммонизированный раствор нитрата кальция (АРНК) при соотношении едкий натр: АРНК 1-1,5: 2-3 по объему.

По сравнению с описанными выше способами этот способ обладает рядом преимуществ, в частности, отсутствует необходимость прогревания скважины, т.к. разогрев происходит в процессе химической реакции, подачу суспензии в пласты осуществляют за счет давления, создаваемого выделяющимся водородом, который способствует и образованию пор, а выделение в ходе реакции тепла, обеспечивает возможность спекание суспензии с песком, приводящее к образованию фильтрующей силикатной структуры в призабойной зоне.

Однако наиболее близкое техническое решение обладает относительно высокой сложностью, обусловленной, в частности, сложностью выполнения операции закачки реагентов в обводненный нефтяной пласт, поскольку это требует обеспечения давления закачки от 80 атм и более, и низкой эффективностью относительно снижения уровня выноса песка.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение эффективности относительно снижения уровня (интенсивности) выноса песка в нефтедобывающих скважинах.

Требуемый технический результат заключается в повышении эффективности и обеспечении, на этой основе, снижения уровня (интенсивности) выноса песка в нефтедобывающих скважинах.

Поставленная задача решается, а требуемый технический результат достигается тем, что в способе, заключающемся в том, что в нефтяную добывающую скважину закачивают два реагента, согласно изобретению 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.

На чертеже представлены: на фиг. 1 - динамика забойного давления с начала разработки; на фиг. 2 - динамика изменения обводненности по скважине №5015; на фиг. 3 - график изменения забойного давления по скважине №5015,горизонт: 475 Тульский за 01.01.2015-05.11.2015, на фиг. 4 - пример технологической реализации способа, где обозначены 1 - эксплуатационная колонна, 2 - продавочная жидкость, 3 - безводная нефть (буфер), 4 - соляная кислота, 5 - безводная нефть (верхний слой), 6 - гранулированный магний + безводная нефть, 7 - безводная нефть (нижний слой), 8 - пласт песчаника, 9 - нефтевоз, 10 - насосный агрегат, 11 - кислотный агрегат, 12 - технологическая жидкость (соль-вода), 13 - трубы НКТ.

Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин осуществляется следующим образом.

Способ предотвращения выноса песка в добывающих нефтяных скважинах заключается в закачке в высокопроницаемые, слабосцементированные участки пласта состава, создающего блокирующий флюидопроницаемый экран, состоящий из смеси солей магния и песчаника (фиг. 4).

Обработку пласта осуществляют при последовательной закачке в нефтяную добывающую скважину гранулированного магния (применяется гранулированный магний МГП-99 согласно ТУ 1714-004-43055164-2004, размер частиц 1,0-2,0 мм, содержание Mg-99,8%, который, например, в мерной емкости 6 м3 механически перемешивается с безводной нефтью в пропорциях на 1 м3 нефти 50 кг Mg) и закачке соляной кислоты (стандартной концентрации 24%) под давлением 20-70 атм. Давление закачки при реализации способа может изменяться от Р=20 атм до Р=70 атм, что определяется коллекторскими свойствами пласта, его пористостью и проницаемостью. При таком диапазоне давлений все компоненты гарантированно прокачиваются в пласт, где происходит основная реакция. Если произойдет резкий скачок давления, то обратной промывкой компоненты можно вымыть в желобную систему. Приемистость пласта от агрегата ЦА-320 желательна в диапазоне от 2,5 л/сек и выше и давление от Р=20 атм до Р=70 атм.

При продавливании в пласт магния, затворенного на безводной нефти, и соляной кислоты следят за изменением давления: после добавления кислоты давление в скважине поднимается до 150-180 атм, держится на данном уровне 10-15 мин, последующий момент падения давления до 30-50 атм служит признаком завершения реакции.

Реакция металлического магния с соляной кислотой является сильно экзотермическим процессом:

Mg(тв)+2HCl(р⋅р)→MgCl2(тв)+H2(г)+Q.

Расчеты показывают, что при 35°С на 1 моль магния выделяется 320 кДж тепла. Для 200 кг магния эта величина составляет 2630 МДж.

Уравнение реакции Mg+2HCl→MgCl2+H2.

1. Расчет выделенной теплоты при Т=25°С

Mg(тв)+2HCl(р⋅р)→MgCl2(тв)+H2(г),

ΔQ=-ΔН,

ΔQ - тепловой эффект химической реакции,

ΔН - энтальпия образования соответствующего вещества, табличные величины

ΔН=ΔН[продукты]-ΔН[исходные]=(ΔH[MgCl2]+ΔН[H2])-(ΔH[Mg]+2*ΔН[HCl])=(-644,8+0)-(0+2*(-163,5))=-317,8 кДж/моль.

При 25°С на 1 моль магния выделяется 317,8 кДж тепла

2. Расчет выделенной теплоты при Т=35°С

Учитывается изменение энтальпии при повышении температуры.

Поскольку температура повышается незначительно (ΔТ=35-25=10°С), энтальпия и теплоемкость Ср изменяются также незначительно:

ΔН35=ΔН25РΔТ.

Для Mg: Ср=0,0246 кДж/(моль*К), и ΔН35=ΔН25РΔТ=0+0,0246*10=0,246 кДж/моль.

Получаются изменения порядка десятых долей, а общая погрешность порядка единицы.

При 35°С на 1 моль магния выделяется примерно 320 кДж тепла; 200 кг магния - 8,23*1000 моль.

При 35°С на 200 кг магния выделяется примерно 2630 МДж тепла.

Часть этой энергии уходит на нагревание и ее составляющих, а также прилежащих пород.

При закачке раствора соляной кислоты в скважину, наполненную соответствующим количеством магния, происходит экзотермическая реакция, приводящая к повышению давления до 150-180 атм., вследствие выделения газообразного водорода, а также к повышению температуры внутри скважины. В данных условиях происходит формирование хлорида магния, который спекается с песком, формируя твердую пористую фильтрующую систему, проницаемую для нефти и малопроницаемую для песка.

Мольное соотношение магния и соляной кислоты составляет от 1:2,25 до 1:2,70. Точная стехиометрия реакции составляет 1:2 (Mg:HCl), но поскольку реакция экзотермическая, происходит разогрев смеси и HCl может улетучиваться из раствора, поэтому необходим некоторый избыток кислоты. Экспериментально установлено, что достаточно в интервале от 1:2,25 до 1:2,70, поскольку увеличение избытка кислоты вызывает ухудшение экономических показателей способа, а наличие непрореагировавшей кислоты может препятствовать образованию пористого экрана.

Как следует из описания регламента обработки скважины предлагаемым способом, он достаточно прост в исполнении, а для его осуществления не требуется применения каких- либо дефицитных или дорогостоящих реагентов. Реализация предлагаемого способа осуществляется с помощью стандартного нефтепромыслового оборудования: бригада капитального ремонта скважин, агрегаты ЦА-320 (цементировочный насосный агрегат высокого давления), кислотовоз, нефтевоз, водовоз.

Расход материалов при данной технологии:

1. Гранулированный магний 40-60 кг на 1 метр мощности перфорированного пласта.

2. Кислота соляная (HCl 24%) от 0,5-0,77 м3.

3. Количество нефти товарной от 0,5 до 0,75 м3.

4. Количество образующегося вещества MgCl2 от 157 до 235 кг.

Предварительно в скважину закачивается «буфер» на основе товарной нефти в количестве 0,3 м3, затворяется расчетное количество магния на товарной нефти («буфер» 0,3 м3 нефти, расчетное количество соляной кислоты HCl 24%).

Буфер на основе безводной нефти закачивается, чтобы смесь нефть + магний, до того как закачивалась в пласт, не реагировали с пластовой водой.

Обратная промывка пластовой водой обязательна. Она производится после того, как полностью пройдет реакция магния с кислотой. Трубы НКТ-2,5 допускаются до забоя, производится промывка до чистой воды.

Способ характеризуется относительной дешевизной используемых конструкций и материалов, недолгим временем воздействия (~2 часа).

Примеры использования предложенного способа

Вышеописанная технология по устранению выноса песка была произведена на добывающей скважине №1405 Урнякского месторождения, НГДУ ЗАО «Предприятие Кара Алтын», республика Татарстан.

Скважиной №1405 вскрыт продуктивный пласт на глубине 1385-1388 м (бобриковский горизонт).

Перфорированная мощность составила 3 м, терригенная порода содержит несцементированные песчаники.

В процессе освоения и эксплуатации скважины происходил вынос песка, что приводило к неоднократным ремонтам глубинно-насосного оборудования. Перед проведением капитального ремонта с применением предлагаемой технологии, были произведены две обработки призабойной зоны с использованием технологии закачки хлористого кальция, которые не дали стабильного эффекта.

Регламент обработки скважины с целью предотвращения выноса песка включал следующие операции:

- обратную промывку скважины пластовой водой удельного веса 1,160 г/см3 с доспуском пера до забоя скважины;

- определение приемистости пласта при Р 30-40 атм, приемистость составила 47,5 м3/час;

- подъем НКТ на 50 м выше кровли пласта на глубину 1335 м;

- закачка «буфера» в V=l м3 безводной нефти при открытой затрубной задвижке;

- приготовление и закачка в НКТ реагирующего состава на основе безводной нефти в V=2 м3 добавлением 100 кг гранулированного магния, диаметр гранул 1-2 мм;

- закрытие затрубной задвижки;

- закачка «буфера» на основе безводной нефти в V=0,5 м3;

- закачка по НКТ HCl-24% в V=2,5 м3 и продавка реагентов в пласт пластовой водой в V=5 м3 при Рнач=0 атм, Ркон=70 атм;

- закрытие скважины на реагирование на 1 час (после реагирования давление снизилось до 50 атм);

- стравливание избыточного давления до Р=0 атм;

- спуск НКТ до забоя скважины, обратная промывка в V=10 м3; освоение скважины методом свабирования, до получения скважинной продукции с нейтральным рН и обводненностью 4%;

- спуск глубинно-насосного оборудование ВНШ-10 с верхним приводом.

Для выполнения технологии применяется стандартное нефтепромысловое оборудование с использованием агрегата ЦА-320 и кислотовоза с насосным агрегатом, водовоз, нефтевоз.

Скважину запустили в эксплуатацию в декабре 2012 г. с режимом <Qж=5 м3/сут (из них 4,4 т в сутки нефть), что не отличается от начального дебета после освоения скважины.

За послеремонтный период эксплуатации скважина работает со стабильным дебетом. Вынос песка по результатам контрольных проб нефти не наблюдается. В динамике забойных давлений и процентного содержания воды в продукции не прослеживается значительных изменений и даже наблюдается стабильность с момента ремонта, что в дальнейшем предусматривает проведение мероприятий по увеличению отбора скважинной жидкости. В настоящее время скважина находится в эксплуатации.

По той же методике провели закрепление песка в эксплуатационной скважине №5015 Тавельского месторождения НГДУ ЗАО «Предприятие Кара Алтын». Объект разработки Тульский горизонт нижнего карбона, перфорированная мощность пласта 4 м.

Скважина была пробурена в январе 2015 года, сразу после ввода в эксплуатацию выявилось активное пескопроявление, что привело к выходу из строя глубинно-насосного оборудования. При ремонте было принято решение произвести ликвидацию выноса песка с применением технологии «хлористого кальция», что не дало ожидаемого результата, и при свабировании скважины произошел прихват и обрыв сваба в НКТ. После дополнительной промывки скважины от песка было принято решение произвести закрепление песка методом термохимической реакции с использованием магния и HCl. После спуска глубинно-насосного оборудования скважина эксплуатируется.

Изменение от первоначально запланированного дебета при запуске скважины составляет порядка: Qж=2,5 м3/сутки, - удельный вес нефти г/см3, Vн=2,28 м3 - объем нефти м3, обводненность 2,5 м3 - 2,28 м3 = 0,22 м 3, дебет из скважины в сутки считается в м3, Qж=2,5 м3/сут из скважины считают жидкость в кубах (она содержит в данном случае нефть - 2,1 тн и пластовую воду = 8,8% или 0,22 м3), суточная добыча после обработки в лаборатории в тоннах - 2,1 тн.

По приведенной диаграмме (фиг. 2) рост обводненности прослеживался только в период запуска скважины после работ по закреплению от выноса песка, далее скважина вышла на постоянный режим работы.

В графике изменения забойного давления (фиг. 3) к концу года прослеживается положительная динамика, это указывает на то, что скважина работает в стабильном режиме.

Предложенный способ эффективен за счет того, что образуется прочный, неразрушаемый, флюидопроницаемый каркас, который предотвращает полностью вынос песка в скважину. Этим самым достигается требуемый технический результат.

Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин, заключающийся в том, что в нефтяную добывающую скважину закачивают два реагента, отличающийся тем, что 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.



 

Похожие патенты:

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 относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к вязкоупругим составам для снижения приемистости интервалов негерметичности эксплуатационных колонн при ремонте нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к способу стабилизации полости скважины. Способ включает обеспечение фильтрующего элемента в подлежащей стабилизации полости скважины.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при цементировании эксплуатационных колонн верхних надпродуктивных интервалов труб облегченным тампонажным материалом с добавлением пеностекла.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции подошвенных вод в нефтяной добывающей скважине. Технический результат при использовании изобретения - повышение эффективности водоизоляционных работ за счет создания протяженного надежного водоизоляционного экрана в интервале ВНК.

Изобретение относится к вязкоупругим составам (ВУС), используемым для предупреждения межколонных газопроявлений и изоляции межтрубного пространства скважин при первичном цементировании обсадных колонн, спущенных в интервалах многолетне-мерзлых пород (ММП).

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки карбонатных нефтяных пластов. Технический результат изобретения заключается в увеличении нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта воздействием, подключении в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, увеличении фильтрационных свойств матрицы карбонатного коллектора, а также расширение технологических возможностей способа.

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.

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.

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 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.

Изобретение относится к обработке нефтедобывающих скважин, а именно к композициям, обеспечивающим деструкцию высоковязких жидкостей на водной основе, применяемых в гидравлическом разрыве пласта – ГРП.

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.
Наверх