Жидкость для глушения нефтегазовых скважин



Жидкость для глушения нефтегазовых скважин
Жидкость для глушения нефтегазовых скважин
Жидкость для глушения нефтегазовых скважин
Жидкость для глушения нефтегазовых скважин
Жидкость для глушения нефтегазовых скважин
Жидкость для глушения нефтегазовых скважин

Владельцы патента RU 2627807:

Илюшин Павел Юрьевич (RU)
Горбушин Антон Васильевич (RU)
Мартюшев Дмитрий Александрович (RU)
Усенков Андрей Владимирович (RU)

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтедобывающей промышленности при проведении подземного и капитального ремонта скважин. Жидкость для глушения нефтегазовых скважин, содержащая водную основу, полисахаридный гелеобразователь, боратный сшиватель, в качестве полисахаридного гелеобразователя содержит гуаровую камедь и ксантановую камедь при следующем соотношении компонентов, мас.%: гуаровая камедь - 0,65-0,75, ксантановая камедь - 0,09-0,11, боратный сшиватель - 0,35-0,45, вода - остальное. Технический результат – улучшение реологических, псевдопластических характеристик, повышение стабильности жидкости при минимальном воздействии на проницаемость призабойной зоны. 1 пр., 2 табл.

 

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтедобывающей промышленности при проведении подземного и капитального ремонта скважин.

Известна жидкость для глушения скважин (RU 2203304, Е21В 43/12, 2003), включающая, мас. %: глицерин - 50,0-60,0; сульфацелл - 1,5-2,0; хлорид калия - 2,0; дисолван - 0,5; АСМ - 5,0-15,0; вода - остальное.

Недостатками данной жидкости являются невысокая условная вязкость, низкие псевдопластичные и блокирующие свойства. Кроме того, высокое процентное содержание дорогостоящего глицерина обусловливает высокую стоимость работ при проведении капитальных ремонтов скважин (КРС).

Известен гелеобразующий полимер для гидроразрыва пласта (US 3888312, C09K 8/68, Е21В 43/26, 1975), содержащий полисахарид класса галактоманнан (гуаровая камедь) с массовой концентрацией от 0,3-3,0% и в качестве сшивателя - органические соединения титана со степенью окисления +4.

Недостатком известного гелеобразующего полимера является то, что в процессе гелеобразования необходимо поддерживать значения водородного показателя среды (pH) в интервале от 2 до 7. Другим недостатком является очень короткий индукционный период гелеобразования, что создает трудности при осуществлении технологического процесса закачки таких сшитых полимерных составов на промыслах.

Известен гелеобразующий состав (RU 2346151, Е21В 43/22, C09K 8/514, 2009), содержащий полисахарид, соединение поливалентного металла, воду. В качестве полисахарида используют гуаровую камедь, в качестве соединения поливалентного металла используют оксид магния в присутствии ацетата хрома как в пресной, так и в минерализованной воде при следующем соотношении компонентов, мас. %: гуаровая камедь - 0,2-0,5, оксид магния - 0,02-0,04, ацетат хрома - 0,01-0,12, вода - остальное.

Недостатком указанного состава является невозможность его применения для глушения высокотемпературных скважин из-за длительного времени гелеобразования.

Состав полисахаридного геля для глушения скважин (RU 2246609, Е21В 43/12, 2005), выбранный в качестве ближайшего аналога, содержит воду, полисахаридный загуститель, борный сшиватель, диэтаноламин, четвертичные аммониевые соединения и смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ - Нефтенол ВВД, представляющий собой смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме натриевых солей или солей с триэтаноламином в количестве 0,1-0,5 кг на 1000 л воды.

Недостатком ближайшего аналога является то, что он не может быть успешно применен в качестве жидкости для глушения в скважинах с аномально низким пластовым давлением из-за высокого поглощения, так как обладает небольшой условной вязкостью.

Технической задачей изобретения является создание жидкости для глушения нефтегазовых скважин с характеристиками, обеспечивающими повышение эффективности глушения скважин при сохранении первоначальной проницаемости продуктивного пласта. Для повышения эффективности глушения нефтегазовых скважин жидкость должна обладать оптимальными реологическими, псевдопластическими свойствами, повышенной термостабильностью, минимальным проникновением в призабойную зону пласта, легко удаляться после окончания ремонтных работ.

Техническим результатом является улучшение реологических, псевдопластических характеристик жидкости для глушения нефтегазовых скважин, повышение ее термостабильности при минимальном воздействии на проницаемость призабойной зоны.

Технический результат достигается тем, что жидкость для глушения нефтегазовых скважин, содержащая водную основу, полисахаридный гелеобразователь, боратный сшиватель, согласно изобретению, в качестве полисахаридного гелеобразователя содержит гуаровую камедь и ксантановую камедь при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Гуаровая камедь 0,65-0,75
Ксантановая камедь 0,09-0,11
Боратный сшиватель 0,35-0,45
Вода остальное

Технический результат обеспечивается за счет того, что в составе жидкости для глушения нефтегазовых скважин используют гуаровую камедь в смеси с ксантановой камедью. Гуаровая камедь является гелеобразователем, стабилизатором-загустителем и при взаимодействии с водной основой придает жидкости вязкую длинную структуру. Ксантановая камедь используется как гелеобразователь и пластификатор и придает заявляемой жидкости высокие реологические и псевдопластичные свойства, что позволяет при достаточно высокой условной вязкости легко закачивать состав в скважину. Причем ксантановая камедь обеспечивает жидкости для глушения нефтегазовых скважин повышенную термостабильность, т.е. стабильные реологические и псевдопластичные свойства при повышенных температурах. Благодаря этому заявляемый состав может быть использован в глубокозалегающих пластах с температурой до 90°С, в отличие от известных составов, которые могут быть использованы при температурах не более 50°С. Использование в заявляемой жидкости смеси гуаровой и ксантановой камедей придает составу оптимальную плотность и повышает условную вязкость, при которых заявляемый состав является не текучим, при этом легко закачивается в скважину, имеет хорошие блокирующие свойства, не проникает в поровое пространство горных пород, легко удаляется из скважины после проведения ремонтных работ, что способствует сохранению фильтрационных свойств продуктивного пласта и значительному сокращению времени выхода скважины на первоначальный режим работы после проведения ремонтных работ. Состав жидкости для глушения скважин является нейтральным по отношению к пластовым флюидам и не оказывает влияния на процесс подготовки нефти. Состав, кроме того, не вызывает интенсивную коррозию внутрипромыслового оборудования.

Количество гуаровой камеди в составе заявляемой жидкости для глушения скважин определяется ее способностью образовывать «сшитый» гель. При концентрации гуаровой камеди ниже 0,65 мас. % не удается получить сшитый гель требуемых характеристик. При концентрации гуаровой камеди выше 0,75 мас. % происходит разрыхление состава и не удается добиться необходимых для эффективного глушения скважин свойств состава. При концентрации ксантановой камеди ниже 0,09 мас. % не удается получить необходимую условную вязкость состава. При концентрациях ксантановой камеди более 0,11 мас. % происходит разрыхление состава и не удается добиться необходимых реологических свойств состава. При концентрации боратного сшивателя ниже 0,35 мас. % не удается получить однородного сшитого геля. Концентрация боратного сшивателя выше 0,45 мас. % не изменяет свойств состава и является экономически нецелесообразной.

Жидкость для глушения нефтегазовых скважин готовят следующим образом.

В гидромешалку или другое перемешивающее устройство заливают воду с температурой 10-70°С. При постоянном перемешивании со скоростью 700-900 об/мин вводят смесь гуаровой камеди с ксантановой камедью. После чего увеличивают скорость перемешивания до 2100-2300 об/мин. Полученную смесь перемешивают 30 мин до однородного состояния. Затем вводят боратный сшиватель и еще перемешивают 5 мин. После остановки гидромешалки полученный состав оставляют на 10 мин для набора заявленных характеристик.

Гуаровую камедь используют технического сорта с вязкостью более 7000 сП (ТУ 2458-019-57258729-2006), в виде порошка белого цвета. Гуаровая камедь является стабилизатором-загустителем, используется как структурирующее вещество, способное придавать жидкости вязкую длинную структуру.

Ксантановую камедь используют технического сорта, ГОСТ 33333-2015. Ксантановая камедь представляет собой биополимер с высокими реологическими свойствами, сохраняющимися при высоких температурах.

Для приготовления заявленной жидкости глушения скважин возможно использование боратного сшивателя различных производителей, например:

- боратный сшиватель БС-1.3 (ЗАО «ПЕТРОХИМ», г. Белгород) используют в соответствии с ТУ 2499-069-17197708-2003. Боратный сшиватель представляет собой боросодержащее соединение в виде полупрозрачной жидкости от желтого до коричневого цвета. Показатель концентрации водородов иона (рН) - 13, скорость сшивки - 7 сек;

- боратный сшиватель WGXL - 10.1 (ООО «Казань-Измерение», г. Казань) - боратный сшиватель с щелочным буфером. Не требует добавок для регулирования уровня рН, обеспечивая таким образом экономичность и простоту использования в тех случаях, когда требуется использование боратного сшивателя быстрого действия;

- боратный сшиватель NRG-FXL - жидкий сшиватель мгновенного действия (ООО «Ойл Энерджи», г. Москва). Представляет собой раствор боратных соединений на водном основе. Содержит в своем составе стабилизатор геля и модификатор реологии, что обеспечит формирование сшитых гелей с улучшенными сдвиговыми характеристиками. Показатель концентрации водородов иона (рН) - 10-18, скорость сшивки - до 10 сек;

- боратный сшиватель РТ BCF-9 (Nika PetroTech, г. Екатеринбург) - сшиватель мгновенного действия. Показатель концентрации водородов иона (рН) - 10-18, скорость сшивки - до 10 сек.

В качестве основы используется пресная техническая вода, плотность которой 1010 кг/м3, которая может быть минерализована солями (хлоридом калия или натрия) для увеличения плотности состава до 1100-1180 кг/м3. Плотность состава может быть увеличена до 1600 кг/м3 путем введения в него микрокальцита.

В таблице 1 представлены примеры составов заявляемой жидкости для глушения нефтегазовых скважин.

Из представленной таблицы 1 видно, что использование различных видов боратных сшивателей не приводит к изменению заявляемых характеристик жидкости глушения скважин.

Ниже приведен пример получения состава №1 (таблица 1).

Для приготовления 500 мл жидкости для глушения скважин в 494,55 мл воды плотностью 1,01 г/см3 при постоянном перемешивании (800 об/мин) вводили 3,25 г (0,65 мас. %) гуаровой и 0,45 г (0,09 мас. %) ксантановой камедей. После ввода всей смеси число оборот увеличили до 2200 об/мин и перемешивали в течение 30 минут до образования однородного состояния. Затем при постоянном перемешивании добавили 1,75 мл (0,35 мас. %) боратного сшивателя БС-1.3 и перемешивали 5 минут. После остановки гидромешалки готовый состав оставляли на 10 минут для набора вязкости и полной однородности состава.

Замер технологических показателей получаемых составов производится стандартными приборами по известной методике РД 39-2-645-81. Результаты исследований отражены в таблице 1.

Проведенные исследования показали, что плотность заявляемой жидкости для глушения нефтегазовых скважин на основе пресной воды составляет 1010 кг/м3. Для увеличения плотности состава до 1100-1180 кг/м3 вода может быть минерализована солями (хлоридом калия или натрия). Плотность состава может быть увеличена до 1600 кг/м3 путем введения в него микрокальцита.

В результате исследований выявлено, что заявляемый состав может быть использован в пластах с температурой до 90°С без ухудшения его характеристик, что значительно увеличивает возможность его применения на глубокозалегающих пластах.

Произведены опыты на взаимодействие пластовых флюидов с заявленным составом. На основе произведенных опытов выявлено, что жидкость для глушения скважин не взаимодействует с пластовыми водами. При взаимодействии с пластовыми нефтями заявленного состава полное расслоение на две фазы происходит в течение 24 часов, благодаря чему не требуется дополнительной очистки нефти на установках подготовки нефти от жидкости глушения и не ухудшается качество нефти.

Для определения коэффициента восстановления проницаемости проводили серию фильтрационных опытов с использованием установки УИК-5ВГ.

Исследования выполняли следующим образом: экстрагированные образцы горных пород месторождений Пермского края после определения петрофизических характеристик насыщали керосином и помещали в кернодержатель установки УИК-5ВГ. Создали боковой и торцевой обжим керна резиновой манжетой. Предварительно определили коэффициент проницаемости по нефти по общепризнанной методике (К. Калинко. Методика исследования коллекторских свойств кернов. 1963, 223 с.). Затем образец подвергали воздействию заявляемой жидкостью для глушения скважин в течение 3 часов при поддержании постоянного градиента давления на керне за счет энергии сжатого воздуха. После этого фильтрат жидкости для глушения, проникшей в керн, вытесняли нефтью в обратном направлении. При установившемся давлении и постоянном расходе нефти через образцы керна определяли коэффициент проницаемости после воздействия жидкостью для глушения. Соотношение коэффициентов проницаемости после воздействия к первоначальной величине является коэффициентом восстановления проницаемости (β):

где KH1 и КН2 соответственно проницаемость образца керна до и после воздействия жидкости для глушения.

Результаты опытов показали незначительное снижение проницаемости образцов керна после воздействия состава, представлены в таблице 2.

*При проведении фильтрационных исследований применялись образцы керна карбонатных и терригенных отложений.

Таким образом, из данных, представленных в таблице, видно, что заявляемая жидкость для глушения нефтегазовых скважин с оптимальной плотностью и условной вязкостью не влияет на производительность скважин. Использование заявляемой жидкости для глушения не приводит к ухудшению проницаемости пласта, а сохраняет пласт в том состоянии, в котором он был до проведения операции глушения.

Глушение скважины с применением заявляемого состава осуществляют следующим образом.

В скважине закрывают устьевую задвижку и с помощью насосного агрегата ЦА-320 в затрубное пространство закачивают определенный объем жидкости для глушения, причем пластовый флюид, находящийся в скважине, залавливается в пласт. Пробка жидкости глушения продавливается технической водой (плотностью 1,0-1,18 г/см3), перекрывая перфорационные отверстия. Затем приступают к выполнению ремонтных работ и т.д. После выполнения ремонтных работ в скважину спускают глубинно-насосное оборудование. Глубинным насосом начинают откачивать жидкость глушения из скважины. Для лучшего удаления и откачки жидкости для глушения скважин возможно одновременно по затрубному пространству закачивать раствор соляной кислоты для химического разложения пробки жидкости для глушения скважин.

Таки образом, изобретение позволяет повысить реологические, псевдопластические характеристики жидкости для глушения нефтегазовых скважин, повысить термостабильность, снизить фильтруемость, за счет чего повышается эффективность глушения нефтегазовых скважин при сохранении фильтрационных характеристик продуктивного пласта.

Жидкость для глушения нефтегазовых скважин, содержащая водную основу, полисахаридный гелеобразователь, боратный сшиватель, отличающаяся тем, что в качестве полисахаридного гелеобразователя содержит гуаровую камедь и ксантановую камедь при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Гуаровая камедь 0,65-0,75
Ксантановая камедь 0,09-0,11
Боратный сшиватель 0,35-0,45
Вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано преимущественно при разработке месторождений нефти с повышенной вязкостью и с высокой минерализацией пластовой воды при паротепловом и пароциклическом воздействии на пласт.

Группа изобретений относится к добыче нефти и газа. Технический результат – улучшение проницаемости пластов песчаника, способность к биоразложению и высокая кислотность без образования отложений жидкости обработки.

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.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта. Технический результат – повышение однороднсти состава и обеспечение возможности регулирования времени сшивки.

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.

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 относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин.

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.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки с целью увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, снижения скин-фактора и увеличения производительности скважины, возможность использования для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа. Способ комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта включает раздельно-последовательную доставку на забой через насосно-компрессорные трубы гидрореагирующих, на основе алюмогидриднатриевого композита, и горюче-окислительных, на основе комплексных солей, составов. Производят закачку первой смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов плотностью 1,35-1,4 г/см3 с объемом заполнения эксплуатационной колонны от забоя до уровня нижних отверстий перфорации. Сверху на первую смесь закачивают агрегативно устойчивую наносуспензию гидрореагирующего состава плотностью 1,23-1,25 г/см3 при содержании 5-50% дисперсной фазы алюмогидриднатриевого композита в дисперсионной среде дизельного топлива и органического растворителя при количественном содержании компонентов жидкой фазы, взятых в пропорциональном соотношении, обеспечивающем равенство плотностей жидкой и твердой фаз наносуспензии, закачку которой производят в заданном пористостью пласта объеме, превышающем внутренний объем эксплуатационной колонны интервала зоны перфорации, с последующей задавкой агрегативно устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава непосредственно в призабойную зону продуктивного пласта. Производят закачку второй смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов плотностью 1,6-1,8 г/см3 в объеме, достаточном для эффективного реагирования с первой смесью горюче-окислительного и гидрореагирующего составов. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к целевым добавкам к технологическим жидкостям глушения, освоения и заканчивания скважин. Технический результат - стимулирование продуктивности нефтегазоносного пласта за счет совмещения технологических операций с мягкой обработкой породы, позволяющей увеличить фазовую проницаемость, гидрофобизировать обработанную поверхность, удалить капиллярно-связанную воду из пор пласта, удалить осадки и предотвратить их дальнейшее образование. Стимулятор продуктивности нефтеносного пласта, служащий как добавка к технологическим жидкостям, содержит, мас.%: неорганическую соль или смесь солей не менее 70; неионогенное или катионное поверхностно-активное вещество ПАВ с деэмульгирующими и гидрофобизирующими свойствами или смесь указанных ПАВ не менее 1; кислоту не менее 3; глюконат натрия не менее 1. 2 з.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к способу обработки скважин, способу цементирования (варианты), текучей среде для обработки скважин. Способ обработки скважины включает изготовление текучей среды для обработки, содержащей основную текучую среду и смешанный цементирующий компонент, причем смешанный цементирующий компонент включает печную пыль из двух или более различных источников, где печная пыль выбрана из группы, которую составляют известковая печная пыль, цементная печная пыль и их сочетание, где индекс реакционной способности печной пыли различается для двух или более различных источников; и введение текучей среды для обработки в ствол скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат оптимизация прогнозируемых эксплуатационных характеристик: прочности, модуля упругости, времени потери текучести/или загустевания с учетом индекса реакционной способности. 6 н. и 31 з.п. ф-лы, 3 пр., 3 табл., 4 ил.

Настоящее изобретение относится к стабилизаторам пены в водных системах при технологических операциях по добыче нефти. Способ увеличения добычи нефти из нефтеносного пласта внутри коллектора, включающий: (a) введение в нефтеносный пласт пенообразующей композиции, содержащей альфа-олефинсульфонат, под давлением, (b) введение в нефтеносный пласт газа под давлением, при этом присутствие пенообразующей композиции оказывает влияние на поток газа внутри нефтеносного пласта, и (c) извлечение нефти через ствол скважины в коллекторе, причем пенообразующая композиция содержит стабилизатор пены, выбранный из алкиламидопропилгидроксисульфобетаина или алкилгидроксисульфобетаина, где алкильная группа представляет собой группу, содержащую от примерно 10 атомов углерода до примерно 24 атомов углерода. Способ увеличения добычи нефти из нефтеносного пласта внутри коллектора, включающий: (a) введение в нефтеносный пласт пенообразующей композиции, содержащей альфа-олефинсульфонат, под давлением, (b) введение в нефтеносный пласт газа под давлением, где присутствие пенообразующей композиции оказывает влияние на поток газа внутри нефтеносного пласта, и (c) извлечение нефти через ствол скважины в коллекторе, причем пенообразующая композиция содержит стабилизатор пены, имеющий формулу I где R1 представляет собой алкиламидогруппу или линейную или разветвленную алкильную группу; R2 и R3 представляют собой по отдельности водород, метильную группу или гидроксиэтильную группу; R4, R5 и R6 представляют собой по отдельности водород или гидроксигруппу, при условии, что по меньшей мере один из R4, R5 или R6 представляет собой гидроксильную группу, при этом алкильная группа представляет собой группу, содержащую от примерно 10 атомов углерода до примерно 24 атомов углерода. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение контроля подвижности. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 6 пр., 3 табл.
Настоящее раскрытие относится к способу обработки участка подземного пласта, включающего использование жидкости для гидравлического разрыва пласта на водной основе, содержащей быстрорастворимый и легко диспергируемый неочищенный простой эфир полигалактоманнана. Технический результат – повышение эффективности обработки. 9 з.п. ф-лы, 8 пр., 4 табл.

Изобретения могут быть использованы в нефтегазовой промышленности при транспортировке нефти и газа для защиты стальных емкостей и труб. Композиция покрытия от проникновения сероводорода (H2S) содержит, по меньшей мере, один эпокси-функциональный полимер, по меньшей мере, одно металлсодержащее соединение в количестве, достаточном для взаимодействия с H2S с образованием сульфида металла, и, по меньшей мере, один отверждающий агент. Способ защиты стальной основы от проникновения H2S включает стадии, на которых обеспечивают стальную основу, наносят на стальную основу композицию покрытия и отверждают композицию с образованием покрытия, устойчивого к проникновению H2S. В предпочтительных вариантах эпокси-функциональный полимер является глицидилированным и выбранным из глицидилированных новолачных или крезольных новолачных смол, глицидилированных полиаминов или их смесей. Металлсодержащее соединение выбирают из оксида, карбоната, сульфата, фосфата, карбоксилата Fe(II), Fe(III) или Zn(II) или их смесей. Изобретения обеспечивают повышение защиты и устойчивости стальной основы к проникновению H2S. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 6 табл., 5 пр.
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к выносу жидкости из эксплуатационных газоконденсатных скважин. Технический результат изобретения - повышение эффективности выноса водоконденсатной смеси из газоконденсатных скважин в условия низких пластовых давлений и дебитов газовых скважин. Состав содержит, мас. %: полиэтиленгликоль-4000 – 30-49,9 и поливиниловый спирт марки 18/11 – 10-15, дополнительно содержит карбонат калия или карбонат натрия – 10-15, силикат натрия – 10-15, ОП-10 – 20-35 и индулин – 0,1-1.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к жидкости на водной основе для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин при наличии сероводорода и высокой температуры, обладающей регулируемой и повышенной вязкостью, термостойкостью, морозостойкостью, стойкостью к сероводородной и коррозионной агрессии, снижением токсичности используемых реагентов, и может быть использовано при промывке и проведении ремонтных работ. Технический результат - расширение области применения жидкостей для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин на месторождениях в условиях сероводородной, коррозионной агрессии и высоких температур с регулированием плотности и улучшенными структурно-реологическими свойствами. Жидкость для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин, включающая биополимер на основе ксантановой смолы биоксан, понизитель фильтрации, биоцид и воду, содержит в качестве понизителя фильтрации - Полицелл КМЦ, биоцида - Remacid и дополнительно формиат натрия, гидроокись натрия, диэтаноламин, сидерит при следующих соотношениях компонентов, масс. %: биоксан 0,3-0,8, Полицелл КМЦ 0,5-3,0, Remacid 0,1-0,2, формиат натрия 10-40,0, гидроокись натрия 0,1-0,2, диэтаноламин 2,0-20,0, сидерит 5,0-20,0, вода остальное. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл.
Группа изобретений относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - улучшение реологических и фильтрационных свойств буровых растворов и снижение фильтрации в 1,5-3 раза при сохранении или увеличении значений статического напряжения сдвига и условной вязкости пресных и слабоминерализированных растворов, возможность бурения в жестком терригенно-карбонатном разрезе, где трудно удержать структуру глинистого раствора. Комплексный реагент-стабилизатор для обработки пресных и слабоминерализованных буровых растворов по первому варианту содержит, мас.%: дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3 20; карбоксиметилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил, или крахмал 2-2,5; талловый пек 2-5; воду остальное. Комплексный реагент-стабилизатор для обработки пресных и слабоминерализованных буровых растворов по второму варианту содержит, мас.%: дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3 25-50; талловый пек 3-5; алюминий сернокислый 3-5; воду остальное. Комплексный реагент-стабилизатор для обработки пресных и слабоминерализованных буровых растворов по третьему варианту содержит, мас.%: дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3 25-35; карбоксиметилцеллюлоза, или гидролизованный полиакрилонитрил, или крахмал 2,5-4; талловый пек 2,5-3,5; алюминий сернокислый 3-4; вода остальное. 6 н.п. ф-лы.

Изобретение относится к добыче нефти из подземной формации. Способ добычи нефти из подземной формации, включающий стадию нагнетания в указанную формацию водной композиции, содержащей от 0,05% до 5 мас.% на основе общего количества водной композиции поверхностно-активного вещества - карбоксилата алкил- или алкенилолигогликозида (простого эфира) согласно приведенной структурной формуле по меньшей мере через один нагнетательный ствол скважины и извлечения сырой нефти из подземной формации по меньшей мере через один добывающий ствол скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности заводнения. 20 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-08-03 2017-08-21T13:23:01
Наверх