Способ приготовления бурового раствора на углеводородной основе для бурения скважин с аномально низким пластовым давлением



Способ приготовления бурового раствора на углеводородной основе для бурения скважин с аномально низким пластовым давлением
Способ приготовления бурового раствора на углеводородной основе для бурения скважин с аномально низким пластовым давлением
Способ приготовления бурового раствора на углеводородной основе для бурения скважин с аномально низким пластовым давлением
Способ приготовления бурового раствора на углеводородной основе для бурения скважин с аномально низким пластовым давлением

 


Владельцы патента RU 2635405:

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") (RU)

Изобретение относится к бурению. Технический результат - получение облегченного раствора с плотностью 650-780 кг/м3, обладающего низким газосодержанием и низкими реологическими свойствами, что позволяет использовать полученный буровой раствор в открытой циркуляционной системе без применения дополнительного оборудования по герметизации устья, а также систем и способов пеногашения в процессе циркуляции, снижение гидравлической нагрузки на пласты с аномально низким пластовым давлением АНПД и уменьшение потерь бурового раствора при проведении технологических операций. Способ приготовления бурового раствора на углеводородной основе для бурения скважин с аномально низким пластовым давлением включает: смешивание гелирующего агента с углеводородной жидкостью при 600-1500 об/мин до получения эмульсионного состава, добавление в этот эмульсионной состав афронобразующего поверхностно-активного вещества ПАВ, диспергирование полученной смеси, введение облегчающей добавки при двухстадийном режиме перемешивания: 600-1500 об/мин в течение 10-30 минут на первой стадии и последующее диспергирование полученного раствора при скорости вращения 1500-2500 об/мин в течение 15-60 минут на второй стадии, при этом в качестве гелирующего агента используют высокодисперсный аморфный диоксид кремния, или водный раствор смеси омыленных жирных кислот, или их смесь при следующем соотношении компонентов, об. %: указанный гелирующий агент 1-10; афронобразующий ПАВ 2-10; облегчающая добавка 0,1-15; углеводородная жидкость 65,0-96,9. 8 з.п. ф-лы, 3 табл.

 

Изобретение относится к области бурения, освоения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин, а именно к способам приготовления бурового раствора на углеводородной основе (РУО) низкой плотности для бурения интервалов с аномально низким пластовым давлением (АНПД).

Известны способы приготовления РУО (патенты РФ №2502774, 2445337). Недостатком данных технических решений является высокая плотность получаемого бурового раствора - нижний предел от 820 до 940 кг/м3.

Также известны способы приготовления буровых растворов, в которых для снижения их плотности используют полые газонаполненные микросферы, либо алюмосиликатные, либо стеклянные (патенты РФ №2319539, 2176261, 2213762). Нижние пределы плотности РУО, полученных известными способами, при концентрации микросфер 25-32% составляют от 430 до 900 кг/м3 (данные получены в лаборатории заявителя).

Недостатком указанных растворов, полученных известными способами, является то, что при снижении плотности за счет микросфер до значений менее 700 кг/м3, наблюдается существенное увеличение реологических параметров, которое приводит к тому, что технологическая жидкость становится непрокачиваемой.

Кроме того, при высоких концентрациях микросфер после остановки циркуляции бурового раствора наблюдается движение микросфер к устью скважины (всплывание). Это приводит к изменению плотности, структурных и фильтрационных свойств раствора по стволу скважины.

Известно, что под действием давления ударных и истирающих нагрузок происходит механическое разрушение микросфер при бурении. Поскольку оболочка микросфер имеет среднюю плотность 2100-2400 кг/м3, то указанное разрушение приводит к увеличению плотности бурового раствора и к изменению его реологических характеристик. Между тем, с одной стороны, использование микросфер обеспечивает снижение плотности и, как следствие, снижает репрессию на пласт при вскрытии; с другой стороны, микросферы не растворяются в кислоте, следовательно, их нельзя разрушить на этапе кислотных обработок или других работ по разрушению кольматационного экрана, сформированного на стадии первичного вскрытия.

Таким образом, очевидно, что использование высоких концентраций микросфер в известных способах не позволяет получить жидкости с низкими реологическими показателями для бурения интервалов АНДП, в то время как использование низких концентраций микросфер не позволяет обеспечить снижение плотности исходного раствора ниже 700 кг/м3.

Известны способы для снижения плотности бурового раствора ниже 700 кг/м3 за счет использования газожидкостных смесей (патенты № РФ 2435018, US 2007/0129257 А1, US 007565933 В2, US 2012/0071366 А1, US 007823647 B2, EA №4505).

Существенным недостатком данных изобретений является содержание газовой фазы в буровом растворе более 20%, что требует применения дополнительного оборудования в виде вращающихся превенторов, дегазаторов, компрессоров и т.д.

Наиболее близким к предлагаемому способу приготовления бурового раствора на углеводородной основе для бурения скважин с АНПД по технической сущности является способ приготовления бурового раствора (евразийский патент №2952), включающий смешивание гелирующего агента с углеводородной жидкостью с последующим генерированием афронов посредством добавления к указанной смеси афронобразующего поверхностно-активного вещества (далее - аПАВ).

Недостатками известного способа являются более высокие реологические показатели у получившегося бурового раствора, его высокая пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига, вязкость при низких скоростях сдвига, высокие индексы разжижения. Повышенные реологические параметры бурового раствора, полученного известным способом, в процессе циркуляции будут приводить к высоким значениям эквивалентной циркуляционной плотности и повышению гидравлической нагрузки на интервал с АНПД, что, в свою очередь, будет провоцировать поглощения бурового раствора.

Таким образом, эффект предотвращения поглощений полученного бурового раствора в известном техническом решении за счет снижения плотности при введении газовой фазы частично или полностью нивелируется высокими значениями реологических показателей. Это накладывает ограничение на области применения известного технического решения.

Техническим результатом заявляемого изобретения является возможность получения предлагаемым способом облегченного РУО с плотностью 650-780 кг/м3, обладающего низким газосодержанием и низкими реологическими свойствами, что позволяет использовать полученный буровой раствор в открытой циркуляционной системе без применения дополнительного оборудования по герметизации устья (вращающиеся превенторы и т.п.), а также систем и способов пеногашения в процессе циркуляции, в то время как пониженные реологические свойства позволяют снизить гидравлическую нагрузку на пласты с АНПД и уменьшить потери бурового раствора при проведении технологических операций.

Предлагаемый способ также может быть использован для приготовления промывочных жидкостей при операциях, связанных с освоением, текущим и капитальным ремонтом скважин с коэффициентом аномальности меньше единицы.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом приготовления бурового раствора на углеводородной основе для бурения скважин с аномально низким пластовым давлением, включающим смешивание гелирующего агента с углеводородной жидкостью, с последующим генерированием афронов, путем добавления к полученной смеси афронобразующего поверхностно-активного вещества ПАВ, при этом новым является то, что смешивание гелирующего агента с углеводородной жидкостью осуществляют при 600-1500 об/мин до получения эмульсионного состава, а после добавления в этот эмульсионной состав афронобразующего ПАВ производят диспергирование полученной смеси, причем после указанного диспергирования в смесь дополнительно вводят облегчающую добавку при двухстадийном режиме перемешивания: 600-1500 об/мин в течение 10-30 минут на первой стадии и последующее диспергирование полученного раствора при скорости вращения 1500-2500 об/мин в течение 15-60 минут на второй стадии, при этом в качестве гелирующего агента используют высокодисперсный аморфный диоксид кремния, или водный раствор смеси омыленных жирных кислот, или их смесь при следующем соотношении компонентов, об. %:

указанный гелирующий агент 1-10
афронобразующий ПАВ 2-10
облегчающая добавка 0,1-15
углеводородная жидкость 65,0-96,9

В качестве облегчающей добавки используют алюмосиликатные микросферы, или стеклянные микросферы, или полимерные микросферы, или перлит, или вермикулит, или древесную муку.

В качестве углеводородной жидкости используют минеральное или синтетическое масло, или дизельное топливо, или нефть, или поли α-олефины, а так же их смеси.

В качестве афронобразующего ПАВ используют анионные ПАВ на основе алкилбензолсульфоновых кислот, или смесь этоксилированных спиртов и этоксилированных жирных аминов, или диоктилсульфосукцинат натрия в растворе пропиленгликоля.

В качестве водного раствора смеси омыленных жирных кислот используют реагент, полученный путем добавления к смеси предельных и непредельных жирных кислот 40%-ного водного раствора гидроксида натрия в объемном соотношении 1:0,5 соответственно.

Смесь высокодисперсного аморфного диоксида кремния и водного раствора смеси омыленных жирных кислот используют в следующем объемном соотношении (5-13):(6-15) соответственно.

Диспергирование смеси эмульсионного состава и афронобразующего ПАВ производят путем воздействия высоких сдвиговых напряжений и кавитации посредством высокоскоростного миксера, обеспечивающего скорость вращения не ниже 9000 об/мин, или посредством промыслового оборудования, обеспечивающего производительность 50÷600 м3/ч при давлении на входе 0,2÷10 МПа.

В качестве высокоскоростного миксера, обеспечивающего скорость вращения не ниже 9000 об/мин, преимущественно используют миксер типа Hamilton Beach.

В качестве промыслового оборудования, обеспечивающего производительность 50÷600 м3/ч при давлении на входе 0,2÷10 МПа, используют преимущественно гидравлические воронки струйного и вихревого типов марок RSD/SLQ-200, HJM-200, RSD/XLQ-250, HVM-250, или гидравлические диспергаторы марок, ДШМ-100 ДГ-2, ДГС-40-20 или их аналоги.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет следующего.

За счет двухстадийного введения облегчающей добавки в заявляемом способе и за счет режимов их реализации удается достичь более низких плотностей бурового раствора в сравнении известными способами.

Кроме этого, при прочих равных условиях: плотность начальной углеводородной жидкости, требуемая конечная плотность, использование облегчающей добавки в заявляемом способе позволяет достигать требуемых плотностей бурового раствора при более низком газосодержании (2-15% об.) в сравнении с известными решениями (газосодержание более 20% об.). Более низкое газосодержание, в свою очередь, позволяет использовать буровой раствор, полученный заявляемым способом, для бурения с применением забойных двигателей, тогда как прототип предназначен только для бурения роторным способом.

Предотвращение проникновения полученного известными способами бурового раствора в пласт с АНПД достигается за счет снижения плотности и эффекта Жамена - расширения пузырьков газа по мере снижения давления. Такой подход имеет существенные недостатки на практике, поскольку известно, что при кольматации интервалов, обладающих проницаемостью более 1 Дс, эффективность кольматации за счет эффекта Жамена существенно снижается. Буровые растворы, приготовленные по заявляемому способу, лишены данного недостатка, поскольку синергетический эффект от совместного действия пузырьков газа (эффекта Жамена) и облегчающих добавок значительно повышает кольматационные свойства полученного бурового раствора в широком диапазоне проницаемостей (до 10 Дс). Данное свойство позволяет значительно снизить потери указанного бурового раствора при бурении интервалов АНПД.

Афроны генерируются в буровом растворе под воздействием высоких сдвиговых напряжений и кавитации, а именно при диспергировании в лабораторных условиях с использованием, например, высокоскоростного миксера типа Hamilton Beach, обеспечивающего скорость вращения не ниже 9000 об/мин, а в промысловых условиях с использованием оборудования, которое создает эквивалентные сдвиговые напряжения, например: гидравлические воронки струйного и вихревого типов (марок RSD/SLQ-200, HJM-200, RSD/XLQ-250, HVM-250), гидравлические диспергаторы (марок, ДШМ-100 ДГ-2, ДГС-40-20 или аналог). Также могут применяться различные аналоги описанных типов и марок перемешивающих устройств, обеспечивающие производительность 50÷600 м3/ч при давлении на входе 0,2÷10 МПа.

Заявляемые режимы в предлагаемом способе являются достаточными для получения необходимого снижения плотности бурового раствора и соответственно снижения гидростатического давления в стволе скважины для предупреждения поглощения. А введение после указанного аПАВ облегчающей добавки при двухстадийном режиме перемешивания позволяет достичь технологически необходимой плотности бурового раствора.

Использование в качестве гелирующего агента высокодисперсного аморфного диоксида кремния, или водного раствора смеси омыленных жирных кислот, или их смеси в составе бурового раствора, приготовленного заявляемым способом, способствует получению более низкого индекса разжижения, пониженного показателя пластической вязкости и динамического напряжения сдвига в сравнении с аналогом, что позволяет снизить гидравлические нагрузки при пуске насосов, и циркуляции, уменьшить объем потерь промывочной жидкости в пласте за счет ее структурирования по мере проникновения в пласт.

Исходя из вышеизложенного, можно сделать вывод, что поставленный технический результат обеспечивается за счет совокупности всех операций предлагаемого способа, их последовательности и режимов его реализации.

Для приготовления бурового раствора заявляемым способом использовали следующие реагенты:

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером.

Для получения водного раствора омыленных жирных кислот (гелирующий агент) к 30 мл смеси предельных и непредельных жирных кислот (талового масла) добавляют 15 мл 40%-ного водного раствора гидроксида натрия и перемешивают со скоростью 800 об/мин на лабораторной мешалке в течение 5 минут. К полученному гелирующему агенту при перемешивании прибавляют 409 мл углеводородной жидкости - низковязкого минерального масла и продолжают перемешивание в течение 3 минут, после чего помещают под миксер и перемешивают 6 минут со скоростью вращения 15000 об/мин, получая эмульсионный состав. Затем в этот состав водят 25 мл афронобразующего ПАВ (Lumorol 4357) и продолжают перемешивание на высокоскоростном миксере (с функцией диспергирования) со скоростью вращения 16000 об/мин, в течение 6 мин. Далее при перемешивании на лабораторной мешалке (600 об/мин) прибавляют 36 мл (15 г) облегчающей добавки - полимерных микросфер, и после первичной гомогенизации в течение 5 минут (первая стадия) пробу помещали под миксер (16000 об/мин) на 15 мин (вторая стадия).

В результате получили буровой раствор на углеводородной основе со следующим соотношением компонентов, об. %: указанный гелирующий агент - 8,74; полимерные микросферы (облегчающая добавка) - 6,99; низковязкое минеральное масло (углеводородная жидкость) - 79,42; Lumorol 4357 (афронобразующий ПАВ) - 4,85.

Буровые растворы с другим количественным соотношением компонентов готовили аналогичным образом.

Ниже приведен пример приготовления заявляемого бурового раствора в промысловых условиях.

Для получения 42,6 м3 готового бурового раствора вначале берут гелирующий агент. Для его получения к 1,6 м3 смеси предельных и непредельных жирных кислот (талового масла) добавляют 0,8 м3 40%-ного водного раствора гидроксида натрия и перемешивают со скоростью 100 об/мин на лопастном перемешивателе в течение часа (но можно использовать готовый гелирующий агент, например диоксид кремния). К полученному гелирующему агенту при перемешивании 800 об/мин. прибавляют 35,6 м3 углеводородной жидкости - низковязкого минерального масла и продолжают перемешивание в течение одного часа. Затем в этот состав водят 2 м3 афронобразующего ПАВ (Empimin ОР-70) и продолжают перемешивание с использованием гидроворонки HiRide 175SE SWACO циркуляции 200 м3/ч (циркуляция - это производительность) при давлении на входе 0,32 МПа, в течение часа. После чего, продолжая перемешивание, через гидроворонку в поток жидкости вводят 1200 кг (2,6 м3) облегчающей добавки - стеклянных микросфер (НС-40) и перемешивают в течение двух часов.

В результате получили предлагаемый буровой раствор на углеводородной основе со следующим соотношением компонентов, об. %.: указанный гелирующий агент - 5,6; стеклянные микросферы НС-40 (облегчающая добавка) - 6,1; низковязкое минеральное масло (углеводородная жидкость) - 83,6; Empimin ОР-70 (афронобразующий ПАВ) - 4,7.

Подобные опыты были проведены в промысловых условиях с гидроворонкой струйного типа марки HiRide 175SE SWACO со скоростью циркуляции 200 м3/ч при давлении на входе 0,32 МПа, гидравлическим диспергатором марки ДГ-40 со скоростью циркуляции 61 м3/ч при давлении на входе 9 МПа, с диспергатором марки ДШМ-100 со скоростью циркуляции 100 м3/ч при давлении на входе 0,5 МПа, с гидроворонкой вихревогоого типа марки ВГ-300 со скоростью циркуляции 340 м3/ч при давлении на входе 0,2 МПа.

В таблице 1 приведены данные о содержании компонентов в исследованных составах, полученных предлагаемым способом.

В таблице 2 приведены результаты измерений показателей свойств бурового раствора, полученного в соответствии с заявляемым способом.

Плотность бурового раствора замеряли при помощи пикнометра согласно требованиям РД-39-00147001-773-2004. Замер плотности производили трижды до введения аПАВ, после введения аПАВ и после введения облегчающей добавки.

Вязкость бурового раствора замеряли при помощи вискозиметра Brookfield модели LV DV II PRO, при трех скоростях вращения. По результатам замеров рассчитывали индекс разжижения.

Вязкость при низких скоростях сдвига (ВНСС) замеряли на вискозиметре Brookfield при скорости вращения 0,3 об/мин.

Для определения пластической вязкости, динамического напряжения сдвига и прочности геля использовали вискозиметр фирмы OFITE модели 800. Измерения параметров производили в соответствии со стандартом ISO 10414-2.

Под прочностью геля понимается способность жидкости увеличивать структурно-механические свойства в состоянии покоя со временем. Высокая скорость нарастания прочности геля до оптимальных значений способствует снижению объемов поглощения промывочной жидкости, т.к. структурирование жидкости в пласте повышает сопротивление при движении новых порций поглощаемой жидкости и, таким образом, увеличивает градиент давления поглощения.

Оценку кольматирующих свойств бурового раствора проводили на динамическом фильтр-прессе НРНТ фирмы OFITE с использованием керамических оксидных дисков проницаемостью 0,75Д, 5Д, 10Д. Методика заключалась в следующем. В фильтрационную ячейку заливали 350 см3 бурового раствора, полученного предлагаемым способом, ячейку герметизировали и через верхний клапан в течение 30 секунд пропускали ток азота для создания давления 0,7 МПа (100 фунт/дюйм2). Затем открывали нижний клапан и сбрасывали давление для обеспечения условий расширения пузырьков газа в керамическом диске, после чего вновь создавали давление 0,7 МПа и фильтровали раствор в течение 0,5 часа, замеряя динамику фильтрации и объем фильтрата.

Данные, приведенные в таблицах 1 и 2, показывают, что буровой раствор, приготовленный по предлагаемому способу, по своим свойствам удовлетворяет требованиям бурения скважин в условиях АНПД, т.к. характеризуется:

- пониженной плотностью после введения аПАВ и облегчающей добавки (0,65-0,78 г/см3), что позволяет снизить гидростатическое давление в стволе скважины для предупреждения или ограничения поглощения бурового раствора;

- повышенными структурно-реологическими свойствами при сохранении высоких значений индекса разжижения после введения комплекса гелирующего агента и аПАВ: пластическая вязкость 30-50 мПа⋅с, динамическое напряжение сдвига 85-200 дПа, прочность геля 30,7-107,3/46-117,5 дПа, ВНСС 25000-105000 мПа*с, индекс разжижения 100-250 единиц, позволяющих обеспечить необходимую выносную и удерживающую способность бурового раствора в процессе бурения, ограничить проникновение бурового раствора в поглощающий пласт;

- увеличением кольматирующих свойств при введении аПАВ не менее чем на 50%, и при введении облегчающих добавок не менее чем на 70%, что также позволяет ограничивать проникновение бурового раствора в поглощающий пласт.

Преимущества бурового раствора, полученного предлагаемым способом при использовании в условиях АНПД, по сравнению с прототипом заключаются в следующем:

- получение низкоплотного бурового раствора с низким газосодержанием;

- возможность применения не только для бурения роторным способом, но и для бурения с применением забойных двигателей;

- повышаются кольматационные свойства полученного бурового раствора в широком диапазоне проницаемостей (до 10 Дс), что позволяет значительно снизить потери бурового раствора при бурении интервалов АНПД;

- снижается гидравлическая нагрузка на пласт с АНПД при пуске буровых насосов;

- достигается быстрое структурирование бурового раствора при попадании в поровое пространство, что снижает потери бурового раствора при бурении АНПД.

1. Способ приготовления бурового раствора на углеводородной основе для бурения скважин с аномально низким пластовым давлением, включающий смешивание гелирующего агента с углеводородной жидкостью с последующим генерированием афронов путем добавления к полученной смеси афронобразующего поверхностно-активного вещества ПАВ, отличающийся тем, что смешивание гелирующего агента с углеводородной жидкостью осуществляют при 600-1500 об/мин до получения эмульсионного состава, а после добавления в этот эмульсионной состав афронобразующего ПАВ производят диспергирование полученной смеси, причем после указанного диспергирования в смесь дополнительно вводят облегчающую добавку при двухстадийном режиме перемешивания: 600-1500 об/мин в течение 10-30 минут на первой стадии и последующее диспергирование полученного раствора при скорости вращения 1500-2500 об/мин в течение 15-60 минут на второй стадии, при этом в качестве гелирующего агента используют высокодисперсный аморфный диоксид кремния, или водный раствор смеси омыленных жирных кислот, или их смесь при следующем соотношении компонентов, об. %:

указанный гелирующий агент 1-10
афронобразующий ПАВ 2-10
облегчающая добавка 0,1-15
углеводородная жидкость 65,0-96,9

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве облегчающей добавки используют алюмосиликатные микросферы, или стеклянные микросферы, или полимерные микросферы, или перлит, или вермикулит, или древесную муку.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости используют минеральное или синтетическое масло, или дизельное топливо, или нефть, или поли α-олефины, а также их смеси.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве афронобразующего ПАВ используют анионные ПАВ на основе алкилбензолсульфоновых кислот, или смесь этоксилированных спиртов и этоксилированных жирных аминов, или диоктилсульфосукцинат натрия в растворе пропиленгликоля.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве водного раствора смеси омыленных жирных кислот используют реагент, полученный путем добавления к смеси предельных и непредельных жирных кислот 40%-ного водного раствора гидроксида натрия в объемном соотношении 1:0,5 соответственно.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что смесь высокодисперсного аморфного диоксида кремния и водного раствора смеси омыленных жирных кислот используют в следующем объемном соотношении (5-13):(6-15) соответственно.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что диспергирование смеси эмульсионного состава и афронобразующего ПАВ производят путем воздействия высоких сдвиговых напряжений и кавитации посредством высокоскоростного миксера, обеспечивающего скорость вращения не ниже 9000 об/мин, или посредством промыслового оборудования, обеспечивающего производительность 50÷600 м3/ч при давлении на входе 0,2÷10 МПа.

8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что в качестве высокоскоростного миксера, обеспечивающего скорость вращения не ниже 9000 об/мин, преимущественно используют миксер типа Hamilton Beach.

9. Способ по п. 7, отличающийся тем, что в качестве промыслового оборудования, обеспечивающего производительность 50÷600 м3/ч при давлении на входе 0,2÷10 МПа, используют преимущественно гидравлические воронки струйного и вихревого типов марок RSD/SLQ-200, HJM-200, RSD/XLQ-250, HVM-250, или гидравлические диспергаторы марок ДШМ-100 ДГ-2, ДГС-40-20, или их аналоги.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к применению алюминатов щелочных металлов и силикатов щелочных металлов с цементной пылью для получения затвердевающей композиции для применения в подземных операциях.

Изобретение относится к композициям для извлечения нефти. Композиция для извлечения нефти содержит: димерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной структурной формулы I или его региоизомер и/или тримерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной формулы II и диоксид углерода.
Изобретение относится к области переработки угля, конкретно к способу получения угольно-щелочного реагента для бурения нефтяных и газовых скважин и как разжижителя шлама в производстве цемента.

Группа изобретений относится к набухающему изделию, а также к способам его изготовления и применения. Технический результат заключается в облегчении набухания изделия под воздействием текучей среды.

Данное изобретение обеспечивает достижение технического результата в части улучшенного регулирования водоотдачи, гидратации, осаждения и разделения водных цементирующих композиций в широких температурных и временных интервалах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину, и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ.

Изобретение относится к способу цементирования, способу уменьшения загрязнения примесями при получении цементной композиции, к цементной системе с замедленным сроком схватывания и композиции для цементирования.

В настоящем изобретении приводится композиция поверхностно-активного вещества для использования в обработке и извлечении жидкого ископаемого топлива из подземной формации.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении набухающих неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение протяженности изоляционного экрана, повышение нефтеотдачи пласта за счет осадкообразования и закупорки флюидопроводящих каналов удаленных зон.

В настоящем документе описаны цементные композиции и способы применения цементных композиций в подземных пластах. В одном из вариантов реализации изобретения предложен способ цементирования в подземном пласте, включающий: обеспечение цементной композиции, содержащей воду, пуццолан, гашеную известь и цеолитный активатор; и обеспечение возможности схватывания цементной композиции в подземном пласте, причем цеолитный активатор расположен на поверхности пуццолана. Технический результат - ускорение нарастания прочности на сжатие цементной композиции. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 ил., 6 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических расклинивающих агентов, предназначенных для использования при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта. Способ получения керамического расклинивающего агента, включающий помол шихты, гранулирование шихты и ее обжиг, при этом помол шихты включает две стадии - сухую и мокрую, причем мокрый помол проводят в щелочной среде, а в качестве шихты используют природный кварцевый песок в количестве 85-99% от массы смеси и алюмосодержащий материал в количестве 1-15%. Кварцевый песок весь либо частично предварительно обрабатывают при температуре выше 900°С. При мокром помоле щелочную среду создают путем добавления любой из известных щелочей или солей, обладающих щелочным потенциалом, например гидроксиды калия, или силикаты натрия, или триполифосфат натрия, или смесь любой из вышеперечисленных щелочей либо солей в соотношении от 1 до 99%. В качестве алюмосодержащего материала используют каолинит, огнеупорную, фарфоровую, керамические глины или другой подобный материал, либо смесь таких материалов в соотношении от 1 до 99%. Техническое решение направлено на получение продукта низкой (менее 1,5 г/см3) насыпной плотности, обладающего достаточной прочностью за счет создания коллоидной структуры, образующейся путем мокрого помола в специально созданной щелочной среде. 2.н. и 3 з.п. ф-лы, 1 табл., 11 пр.

Изобретение относится к флюидам, применяемым при обработке нефтегазоносной формации. Флюид для обработки подземной формации, содержащий водную двухфазную систему, включающую первую водную фазу и вторую водную фазу, где первая фаза содержит нанокристаллическую целлюлозу - NCC, включающую стержнеобразные частицы NCC, имеющие кристаллическую структуру, концентрация частиц NCC в первой фазе выше, чем их концентрация во второй фазе, и флюид способен становиться более вязким, чем либо первая фаза, либо вторая фаза, при переходе водной двухфазной системы в однофазную систему. Способ обработки подземной формации, содержащий введение указанного выше флюида в подземную формацию. Флюид для обработки подземной формации, содержащий растворитель, композицию, содержащую нанокристаллическую целлюлозу, содержащую стержнеобразные частицы NCC, имеющие кристаллическую структуру, и газ, причем флюид является вспененной цементной суспензией, включающей газ в количестве примерно от 10 до 80% по объему суспензии. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат – повышение эффективности обработки. 3 н. и 24 з.п. ф-лы, 6 ил., 7 табл.
Наверх