Жидкость для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин


 


Владельцы патента RU 2630007:

Закрытое Акционерное Общество "Октопус" (RU)

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.

 

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.

Известна жидкость для глушения скважин по патенту RU №2151162, содержащая, масс. %: наполнитель-лигнин - 2,0; ингибирующую соль, в качестве которой используют хлористый калий - 5,0; комплексный полимерный реагент КППС - 2,5-3,0; кремний органический реагент ГКЖ - 10-0,4-0,6; поверхностно-активное вещество-ПАВ - 0,5; вода - остальное.

Недостатком данной жидкости является:

- неприменимость в условиях сероводородной и коррозионной агрессии;

- неприменимость при высоких температурах;

- имеет низкую условную вязкость;

- не позволяет сохранить первоначальную проницаемость пласта после блокирования и глушения скважины в результате высокой фильтрации в пористые среды;

Известна жидкость для глушения скважин по патенту RU №2203304, содержащая, масс. %: глицерин - 50,0-60,0; сульфацелл - 1,5-2,0; хлорид калия - 2,0; диссолван - 0,5; АСМ - 5,0-15,0; вода - остальное.

Недостатком данной жидкости является:

- не применимость в условиях сероводородной и коррозионной агрессии;

- не применимость при высоких температурах;

- имеет низкую условную вязкость;

- высокую стоимость работ в связи с высоким содержанием дорогостоящего глицерина;

Известна технологическая жидкость для перфорации и глушения нефтяных скважин по патенту RU 2515626, содержащая поверхностно-активное вещество комплексного действия СНПХ ПКД, формиат калия, воду техническую или морскую при следующем соотношении компонентов, масс. %: поверхностно-активное вещество комплексного действия СНПХ ПКД-515 - 0,5, формиат калия 10-50 и воду техническую или морскую - 49,5-89,5.

Недостатком данной жидкости является:

- неприменимость в условиях сероводородной агрессии и при высоких температурах (выше 80°С);

- токсичность, легковоспламеняемость и пожароопасность компонента состава - ПАВ комплексного действия - СНПХ ПКД-515.

Известна технологическая скважинная жидкость с низкими повреждающими свойствами и контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта по патенту RU 2482152, содержащая ксантан, полианионную целлюлозу, твердый хлористый натрий, насыщенный раствор хлористого натрия при следующем соотношении компонентов на 1 м3 в технологической скважинкой жидкости, кг: ксантан - 7,5-15, полианионная целлюлоза - 2,5-5, твердый хлористый натрий до 483, насыщенный раствор хлористого натрия остальное.

Недостатком данной жидкости является:

- неприменимость в условиях сероводородной и коррозионной агрессии;

- введение в указанную жидкость полисахаридов с повышенным их содержанием (например, биоксана более 1,0% масс.) приводит к сверхзагущающим вязкостным показателям параметров, т.е. к не текучему состоянию жидкости;

- жидкость предназначена в основном для ликвидации поглощений в скважинах.

Наиболее близкой к заявляемому составу является жидкость для глушения скважин по патенту RU 2345114, содержащая биополимер ксантанового рода содержит SEANEC-TU или МС Bioxan ксантанового рода, гликольсодержащий компонент - диэтиленгликоль, понизитель фильтрации - хлорид кальция, бактерицид - Морпен и воду, при следующем соотношении ингредиентов, масс. %: SEANEC-TU или МС Bioxan - 0,4-1,0, диэтиленгликоль - 15-25, хлорид кальция - 5-10, Морпен - 0,5-1,0, вода - остальное.

Недостатком данной жидкости является:

- состав предназначен только для работ с пластовым давлением, равным или ниже гидростатического;

- состав предназначен для работ в условиях нормальных и в основном низких температур (до -30°С);

- состав является недостаточно эффективным и может разрушаться при глушении и промывке скважин:

- в условиях сероводородной и коррозионной агрессии;

- в условиях высоких температур;

- состав токсичен и пожароопасен за счет высокого процентного содержания в нем реагента-диэтиленгликоля.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является 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.

Данный технический результат достигается за счет использования жидкости с улучшенными структурно-реологическими свойствами и с низкими значениями показателя фильтрации, что обеспечивает сохранение коллекторских свойств пласта и способствует сокращению сроков освоения скважин при одновременном увеличении термостойкости, коррозионной устойчивости, сохранении морозостойкости, регулируемой и повышенной вязкости, а так же снижением токсичности.

Техническая задача решается за счет того, что жидкость для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин, включающая в себя биополимер, регулятор вязкости и структурно-реологических свойств на основе ксантановой смолы - биоксан, понизитель фильтрации - полицелл КМЦ, биоцид - Remacid, формиат натрия, гидроокись натрия, диэтаноламин, сидерит, остальное вода, 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

Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что жидкость для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин, включающая биополимер на основе ксантановой смолы - биоксан, понизитель фильтрации - полицелл КМЦ, биоцид - Remacid, воду, дополнительно используют формиат натрия, гидроокись натрия, диэтаноламин, сидерит, что обеспечивает сохранение коллекторских свойств пласта и способствует сокращению сроков освоения скважин при одновременном увеличении термостойкости, коррозионной устойчивости, сохранении морозостойкости, регулируемой плотности и вязкости, а так же снижением токсичности.

В предлагаемой жидкости для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин используется биополимер регулятор вязкости и структурно-реологических свойств, на основе ксантановой смолы - биоксан в количестве 0,3-1,0 масс. % и понизитель фильтрации - полицелл КМЦ в количестве 0,5-3,0 масс. %. Использование биоксана менее 0,3 масс. % и полицелла КМЦ менее 0,5 масс. % ухудшают параметры, снижая условную пластическую и динамическую вязкость, с одновременным повышением водоотдачи, а использование биоксана в количестве более 1,0 масс. % и полицелла КМЦ более 3,0 масс. % нецелесообразно, так как не приводят к улучшению структурно-реологических свойств и повышают условную и динамическую вязкость до не текучего состояния.

В предлагаемой жидкости для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин используется в качестве поглотителя сероводорода - диэтаноламин в количестве 2,0-20,0 масс. %. Использование диэтаноламина менее 2,0 масс. % не влияет на параметры состава, но нецелесообразно из-за малой поглотительной способности, а более 20,0 масс. % - так же не влияет на параметры состава, но экономически нецелесообразно из-за максимально необходимого порога для поглощения сероводорода, находящегося, например, на Астраханском газоконденсатном месторождении, содержащего в своем составе наибольшее количество сероводорода среди месторождений России.

В предлагаемой жидкости для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин в качестве регулятора рН щелочной среды используется гидроокись натрия в количестве 0,1-0,2 масс. %, а в качестве биоцида - Remacid в количестве 0,1-0,2 масс. %. Использование гидроокиси натрия и биоцида менее 0,1 масс. % приводит к занижению щелочной среды, необходимой для работы полисахаридов (биополимера и полицелла КМЦ) и к потере защитных свойств Remacid от биохимического разложения предложенного состава, а более 0,2 масс. % - приводит к ухудшению структурно-реологических показателей состава и уже нецелесообразно в связи с достижением необходимой рН-среды и последующим завышением предела расхода этих реагентов.

В предлагаемой жидкости для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин в качестве ингибитора, увеличивающего термостойкость до 150°C, коррозионную устойчивость, морозостойкость и плотность раствора, используется формиат натрия в количестве 10-40 масс. %. Использование формиата натрия менее 10,0 масс. % почти не влияет на структурно-реологические показатели состава, но так же почти и не оказывает своих необходимых свойств по повышению термостойкости и плотности. Использование формиата натрия более 40,0 масс. % нецелесообразно, т.к. приводит к достижению его максимальной плотности (1,34 г/см3) и коррозионной устойчивости.

В предлагаемой жидкости для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин в качестве кольматанта и утяжелителя используется сидерит в количестве 5,0-20 масс. %. Использование кислоторастворимого сидерита менее 5,0 масс. % почти не влияет на изменение структурно-реологических показателей состава, хотя и кольматирует стенки ствола скважины, позволяя сохранить первоначальную проницаемость пласта после кислотной обработки. Использование сидерита более 20,0 масс. % нецелесообразно в связи с ухудшением структурно-реологических показателей состава и начинающей его седиментацией.

Жидкость для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин на месторождениях готовится обычным способом. В мерную емкость для буровых растворов добавляют необходимое количество воды и с применением гидропистолетов или электромешалок при перемешивании до растворения последовательно добавляют следующие компоненты: биоксан, гидроокись натрия, полицелл КМЦ, формиат натрия, диэтаноламин, сидерит, Remacid.

Определение основных свойств раствора проводят в соответствии с РД 39-00147001-773-2004 «Методика контроля параметров буровых растворов» и американской методикой контроля параметров «API».

Технологические параметры полученных составов жидкости для глушения и промывки проверяют при комнатной температуре до и после термостатирования при 120°C.

При проведении лабораторных исследований были использованы:

- Биоксан - ТУ 2458-025-97457491-2010;

- Формиат натрия - ТУ 2432-811-00203803-98;

- Полицелл КМЦ - ТУ 2231-017-32957739-02;

- Гидроокись натрия - ГОСТ-4328-77;

- Диэтаноламин - ТУ 6-09-2652-91;

- Remacid - ТУ 2484-004-2242774002;

- Сидерит - ТУ 0711-167-56408013-2009;

- Вода.

Пример приготовления состава (табл. 1, № п/п-12).

Для приготовления 1000 г жидкости при комнатной температуре отмеряют 800 мл воды, переливают ее в фарфоровый стакан емкостью 2 л и добавляют 4,0 г биоксана, (0,4 масс. %) при перемешивании электрической лопастной мешалкой до полного растворения. После растворения биоксана добавляют так же, при перемешивании до растворения, по следующему порядку остальные реагенты: гидроокись натрия в количестве 1,0 г (0,1 масс. %), полицелл КМЦ в количестве 20,0 г (2,0 масс. %), формиат натрия 100,0 г (10,0 масс. %), диэтаноламин 24,0 г (2,4 масс. %), сидерит 50,0 (5,0 масс. %), реагент Remacid 1,0 г (0,1 масс. %) добавляется после смешения всех остальных компонентов.

После приготовления состава определяют все необходимые параметры, которые в данном опыте, при температуре 20-23°С, имеют следующие показатели:

плотность - ρ=1,12 г/см3; условная вязкость - Тус (по Маршу)=123 сек; водоотдача - Ф=5,7 см3/30 мин (по АНИ); статическое напряжение сдвига - θ-10 сек/10 мин=54/64 дПа; динамическое напряжение сдвига - τo=166 дПа, пластическое напряжение сдвига - η=24 мПа·с; регуляция среды – рН 11,0 у.е.

В дополнение к прототипу в проведенных опытах необходимо замерять параметры по определению условной вязкости - Тус, (сек/л, по Маршу), для определения текучести раствора и показатель - рН (у.е.), необходимый для регулирования среды присутствующих в составе полимеров.

После определения всех необходимых параметров состав термостатируют при 120°C в течение 72 часов и снова определяют все необходимые параметры для определения на предмет их деструкции или изменения параметров после термообработки.

Параметры состава после термостатирования при 120°C, (табл. 1, № п/п-13) показывают стабильные результаты, почти не отличаются от не термостатированных и имеют следующие показатели:

плотность - ρ=1,12 г/см3; условная вязкость - Тус (по Маршу)=129 сек; водоотдача -Ф=5,6 см3/30 мин (по АНИ); статическое напряжение сдвига - θ-10 сек /10 мин=58/68 дПа; динамическое напряжение сдвига - τо=165 дПа; пластическое напряжение сдвига - η=25 мПа⋅.сек; регуляция среды рН 11,1 у.е.

Представленные в таблице 1 компонентные составы до и после термостатирования при 120°C показали почти одинаковые в данном интервале температур все необходимые параметры, которые обеспечивают термостабильность, сохранение коллекторских свойств пласта, надежную циркуляцию, а следовательно, вынос механических частиц в процессе таких операций, как: фрезерование различных элементов оборудования; разбуривание цементных мостов; промывка песчаных пробок, что способствует сокращению сроков освоения скважин в условиях сероводородной и коррозионной агрессии при одновременном сохранении морозостойкости, регулируемой и повышенной вязкости, снижению токсичности, пожароопасности и расширению области применения состава, позволяя использовать их в качестве жидкостей для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин.

Преимущества использования предлагаемой жидкости для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин: в повышении эффективности глушения и промывки скважин за счет использования составов, которые не содержат глинистых частиц и допускают повышение плотности добавлением в качестве утяжелителя карбонатов, удаляемых затем соляно-кислотной обработкой, с улучшенными структурно-реологическими свойствами и, как следствие, с низкими значениями показателя фильтрации, что обеспечивает сохранение коллекторских свойств пласта и способствует сокращению сроков освоения скважин в условиях сероводородной агрессии при одновременном увеличении термостойкости, коррозионной стойкости, сохранении морозостойкости, регулируемой и повышенной вязкости, снижением токсичности и расширении области применения состава.

1. Жидкость для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин, включающая биополимер на основе ксантановой смолы биоксан, понизитель фильтрации, биоцид и воду, отличающаяся тем, что дополнительно содержит формиат натрия, гидроокись натрия, диэтаноламин, сидерит, а в качестве понизителя фильтрации - Полицелл КМЦ, биоцида - Remacid 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

2. Жидкость для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве водной основы можно использовать кроме технической воды морскую воду или рапоносную воду.



 

Похожие патенты:
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.

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.
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.

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.

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 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.

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.

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.

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.
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.

Изобретение относится к стабильным и неустойчивым сшитым способным разбухать в воде полимерным микрочастицам, которые можно далее превращать в гель, способам их изготовления и их разнообразным применениям. Композиция содержит способные расширяться полимерные микрочастицы, содержащие полимеры на основе акриламида, перекрестно сшитые с помощью неустойчивых сшивающих агентов и стабильных сшивающих агентов. Указанные полимеры обладают способностью вступать в реакцию переамидирования. Микрочастицы смешаны с жидкостью и не вступавшим в реакцию третичным сшивающим агентом, который содержит полиэтиленимин ПЭИ («PEI»). Третичный сшивающий агент обладает способностью далее ковалентно сшивать указанные микрочастицы посредством реакции переамидирования при температуре 150-190°F после разрушения нестойкого сшивающего агента с образованием стабильного геля. Изобретение позволяет получать стабильные гели, стабилизированные и менее восприимчивые к потере жидкости или устойчивые к вымыванию последующими закачками жидкости. 5 н. и 12 з.п. ф-лы, 6 ил., 1 табл., 8 пр.

Изобретение относится к ремонтно-изоляционным тампонажным составам на основе магнезиальных вяжущих веществ и может быть использовано в нефтяной и газовой отраслях промышленности при бурении и ремонте нефтяных, газовых и водных скважин. Предложенный ремонтно-изоляционный тампонажный состав содержит, мас.%: оксид магния - 36,76-34,91, семиводный сульфат магния - 0,37-0,33, гексаметафосфат натрия - 3,7-0,1, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 1,7-0,1, хлорид магния - 33,09-31,42, карбонат цинка и/или сульфат марганца - 3,68-3,49, вода - остальное. Техническим результатом является повышение прочности изоляционного материала на изгиб, устойчивости при воздействии водной среды в температурном диапазоне от минус 5°C до 35°C, при одновременном отсутствии потерь прочностных характеристик состава в условиях заводненности. 20 ил., 5 табл.

Изобретение относится к скважинному инструменту для герметизации ствола скважины. Описан скважинный герметизирующий материал с регулируемой скоростью разбухания, включающий композицию, содержащую: полимер, содержащий полимер на нитрильной основе или этилен-пропилен -диеновый сополимерный каучук; абсорбент, причем данный абсорбент содержит акриловый сополимер; первичную сшитую сетчатую структуру, включающую первичные связи между цепями полимера; и вторичную сшитую сетчатую структуру, включающую вторичные связи между молекулами абсорбента, где вторичные связи образуются посредством сшивающего реагента, содержащего титанат, цирконат, аминокарбоновую кислоту, металлохелат, борат, кеталь или их комбинацию, и где вторичные связи разрушаются под действием изменения величины рН, температуры, давления, солености, или их комбинации, тогда как первичные связи остаются незатронутыми под действием тех же условий; и где герметизирующий материал разбухает и герметизирует скважину в результате разрушения вторичной сшитой сетчатой структуры. Также описаны способ регулирования скорости разбухания скважинного герметизирующего материала, композиция для формирования скважинного герметизирующего материала, система для герметизации ствола скважины и скважинный герметизирующий материал с регулируемой скоростью разбухания. Технический результат: получен скважинный герметизирующий материал с регулируемой скоростью набухания. 6 н. и 33 з.п. ф-лы, 9 ил.

Настоящее изобретение относится к композициям полиуретановых тампонажных растворов, применяемых для быстрой остановки утечки фильтрационной воды и борьбы с фильтрационными потерями в процессе проведения разведки колонковым бурением, ведения горных работ и добычи сланцевого газа, рытья котлована под фундамент и соединения подземных тоннелей. Указанную композицию получают в результате добавления силанового связующего агента к изоцианатному форполимеру. Изоцианатный форполимер получают в результате взаимодействия полифункционального изоцианата с полифункциональным полиолом, содержащим по меньшей мере один полиэфирполиол, содержащий 5-30 мас.% этиленоксидных звеньев, и по меньшей мере одного монофункционального гидроксилсодержащего соединения. Монофункциональное гидроксилсодержащее соединение представляет собой полиэтиленоксидный полимер с концевой гидроксильной функциональной группой, моноол на основе полиоксиэтилена-полиоксипропилена или их смесь. Получаемая полиуретановая композиция тампонажного раствора способна удовлетворять требованиям по заливке растворов в рамках практического применения в среде с высоким гидростатическим давлением. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 2 ил., 2 табл., 5 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение стабильности эмульсионных растворов для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом. Способ обработки призабойной зоны пласта - ПЗП, характеризующийся тем, что ПЗП обрабатывают последовательно эмульсионным раствором - ЭР, оторочкой нефти и кислотной композицией, состоящей из 15%-ной соляной кислоты, диэтиленгликоля, уксусной кислоты, гидрофобизатора на основе амидов, ингибитора коррозии и технической воды, причем предварительно определяют смачиваемость горных пород ПЗП продуктивного пласта и в случае гидрофильности горных пород продуктивного интервала применяют ЭР прямого типа следующего состава, мас.%: углеводородная фаза в виде дизельного топлива или подготовленной нефти с нефтесборного пункта 20-25, эмульгатор марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ 3-5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, содержащий (мас.%): коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте 40, монометиловый эфир пропиленгликоля 59.5 и воду – остальное, - 0.5-3, водная фаза в виде раствора хлорида кальция или раствора хлорида натрия - остальное, а в случае гидрофобности указанных горных пород применяют ЭР обратного типа следующего состава (мас.%): указанная углеводородная фаза 40-45, указанный эмульгатор 3-5, указанный коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния 1-3, водная фаза в виде раствора хлорида кальция или раствора хлорида натрия – остальное. 13 пр., 7 ил.

Изобретение относится к способу цементирования, включающему: обеспечение пуццолановой суспензии, содержащей пуццолан и воду в количестве от 33 мас. % до 200 мас. % по массе пуццолана; обеспечение известковой суспензии, содержащей гашеную известь и воду в количестве от 33 мас. % до 200 мас. % по массе извести; обеспечение возможности отдельного хранения пуццолановой суспензии и известковой суспензии в течение около одного дня или более; смешивание пуццолановой суспензии и известковой суспензии с получением цементной композиции, причем массовое соотношение пуццолана к гашеной извести составляет от 10:1 до 1:1; и обеспечение возможности схватывания цементной композиции.Изобретение относится также к способу вытеснения флюида в подземном пласте и к системе цементирования. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - активация цементных композиций с отсроченным сроком схватывания при сохранении приемлемого времени загустевания и развития прочности на сжатие. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 15 табл., 3 ил.

Группа изобретений относится к покрытию стоматологических керамических материалов. Технический результат – окрашивание без ущерба для яркости, имитация внешнего вида индивидуального природного зуба, легкая наносимость раствора для покрытия. Раствор для окрашивания и придания флуоресценции стоматологическому керамическому изделию на основе диоксида циркония содержит растворитель; окрашивающий агент, содержащий ионы металлов, выбранные из Tb, Er, Pr, Mn и их комбинаций; флуоресцентный агент, содержащий ионы Bi, причем раствор не содержит ионы Fe в количестве более чем приблизительно 0,05 мас.% относительно массы всего раствора. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 5 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение экономической эффективности добычи углеводородов и вовлечение в разработку новых категорий запасов путем стимуляции скважин. Способ стимуляции скважин путем закачки газовой композиции в призабойную зону пласта, при котором формируют газовую композицию из трех потоков, включающую ПБТ смесь, природный газ или попутный нефтяной газ и азот, которые смешивают перед закачкой, при этом осуществляют управление потоками с возможностью изменения мольного состава компонентов газовой композиции, скорости и объема ее закачки из условия обеспечения значения температуры газовой композиции T1 меньше критической и давления закачки Р1 больше критического. Возможно перед закачкой газовой композиции прокачивать через колонну НКТ буферный азот или ПБТ смесь для обеспечения повышенной фазовой проницаемости пласта. Дополнительно в качестве финальной оторочки возможна закачка в скважину пачки технической воды высокой минерализации с добавлением ингибиторов гидратообразования в объеме колонны НКТ. Для карбонатных пластов в поток газовой композиции дополнительно вводят соляно-кислотную оторочку в смеси с взаимным органическим растворителем. Изобретение позволяет реализовать технологически эффективную и экономически целесообразную альтернативу традиционному методу ГРП на основе технической воды. Новый способ газовой стимуляции ПЗП скважин выступает как современный высокотехнологичный конкурент традиционным методам стимуляции скважин. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх