Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти



Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти
Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти
Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти
Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти
Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти

Владельцы патента RU 2637537:

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение степени повреждения продуктивного пласта, увеличение степени защиты скважинного оборудования и призабойной зоны пласта от отложения неорганических солей при высокой минерализации пластовых вод. Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти содержит, мас.%: соляная кислота 8-10; диэтилентриамин-пента 3-5; оксиэтилидендифосфоновая кислота 2-4; полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота 2-5; хлорид аммония 2-4; изопропиловый спирт 0,5-2; вода - остальное. 4 табл., 4 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения образования неорганических солей при добыче нефти.

Известен состав для предотвращения солеотложения (патент RU №2259470, опубл. 27.08.2005 г.), содержащий, мас. %: оксиэтилидендифосфоновая кислота ОЭДФ-МА 5-80, полипропилен 1-10, битум нефтяной строительный - остальное.

Недостатком данного состава является его недостаточно высокая эффективность предотвращения образования сульфатных отложений, а также при высоких минерализации пластовой воды эффективность предотвращения данной реагентом не превышает 80%.

Известен состав для предотвращения образования неорганических солей (патент RU №2417955, опубл. 10.05.2011 г.), содержащий, мас. %: оксиэтилидендифосфоновая кислота 16,1-24,9, моноэтаноламин или смесь моноэтаноламина и гидроокиси аммония 8,1-19,9, метиловый спирт 4-6, вода - остальное.

Недостатком состава является то, что при закачке данного состава в образцы керна карбонатного типа (известняк и доломит) снижение проницаемости породы из-за отложений неорганических солей и риск повреждения пласта остается большим. Это связано с адсорбционно-десорбционными свойствами данного состава, из-за медленного процесса адсорбции и быстрого процесса десорбции.

Известен состав для предотвращения отложения неорганических солей при добыче нефти и газа из скважин (патент RU №2070910, опубл. 27.12.1996 г.), содержащий, масс. %: нитрилотриметиленфосфоновую кислоту 0,2-0,5, соляную кислоту 8-13, кремнефтористоводородную кислоту (КФВК) 1-3, воду остальное.

Однако недостатком этого состава является высокая коррозионная активность предложенного состава из-за наличия соляной кислоты и отсутствие ингибитора коррозии.

Известен состав для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа (патент RU №2599150, опубл. 10.10.2016 г.), принятый за прототип, содержащий, мас. %: оксиэтилидендифосфоновая кислота 1-3; соляная кислота 7-10; бифторид аммония - 1-2; неионогенное ПАВ - 0,1-0,2; и вода - остальное.

Недостатком данного состава является его невысокая ингибирующая способность по отношению к неорганическим отложениям кальция при условиях высоких концентраций кальция в пластовой воде.

Техническим результатом является снижение степени повреждения продуктивного пласта, а также увеличение степени защиты скважинного оборудования в призабойной зоне пласта от отложения неорганических солей при высокой минерализации пластовых вод за счет применения фосфоновых кислот.

Технический результат достигается тем, что дополнительно содержит хлорид аммония, диэтилентриамин-пента, полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновую кислоту и изопропиловый спирт при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота 8-10
Диэтилентриамин-пента 3-5
Оксиэтилидендифосфоновая кислота 2-4
Полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая
кислота 2-5
Хлорид аммония 2-4
Изопропиловый спирт 0,5-2
Вода Остальное

Эффективность предлагаемого состава доказана лабораторными испытаниями.

Для исследований использовались:

- соляная кислота, содержащая 5 мас.% HCl, выпускается по ГОСТ 857-95;

- диэтилентриамин-пента (метиленфосфоновая кислота) (DTPMP);

- оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) - известный продукт, выпускается по ТУ 2439-350-05763458-2003;

- полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота выпускается по ТУ 2439-360-05763441-2001;

- хлорид аммония выпускается по NH4Cl ГОСТ 2210-73;

- изопропиловый спирт выпускается по ГОСТ 9805-84;

- вода.

Добавление фосфоных кислот (DTPMP, ОЭДФ и полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота), в качестве компонентов состава для ингибитора солеотложений, позволяет улучшить его адсорбционно-десорбционные свойства, таким образом снижается риск повреждения пласта из-за отложения неорганических солей.

Ионный состав моделей закачиваемой и пластовой вод, используемых при проведении испытаний, представлен в таблице 1. Из таблицы видно, что пластовая вода имеет высокую концентрации иона кальция, и это способствует отложениям кальция (сульфата кальция и карбоната кальция).

При химической обработке скважины в карбонатный пласт вводится состав, содержащий метиленфосфоновую кислоту, соляную кислоту, оксиэтилидендифосфоновую кислоту, полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновую кислоту, хлорид аммония, изопропиловый спирт и воду.

Состав готовят следующим образом: смесь соляной кислоты, диэтилентриамин-пента (метиленфосфоновой кислоты) (DTPMP), оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФ), полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновой кислоты, хлорид аммония и изопропиловый спирт нагревают до температуры 80°C и перемешивают. Полученную массу разливают в требуемые формы и остужают. Состав помещают в перфорированный контейнер.

В зависимости от предполагаемой зоны солеотложения по стволу скважины контейнер может подвешиваться на насосе или монтироваться в зоне перфорации, как по ближайшему аналогу.

Пластовые флюиды, проходя через отверстия на боковых стенках и торце контейнера, омывают форму состава. За счет умеренного растворения вещества-носителя в добываемой скважинной продукции постепенно высвобождается внесенный фосфорсодержащий реагент - ОЭДФ.

Определение ингибирующей способности раствора проводили по общепринятым методикам. Готовили искусственное перенасыщение раствора сливания растворов двух типов:

Две емкости объемом каждая 250 мл, в одной 50,0 мл пластовой воды, а в другой 50,0 мл закачиваемой воды с 3 мг состава для предотвращения солеотложений, нагреваются в течение 2 ч. Потом в емкость с пластовой водой добавлялась закачиваемая вода, содержащая состав для предотвращения солеотложений, после этого, раствор встряхивают 10 раз, а потом он нагревается в течение 20 ч до температур 60, 80, 100, 120 и 150°C. После термостатирования концентрация ионов кальция определяется путем титрования. Аналогичное исследование проводилось без применения состава для предотвращения солеотложений. Эффективность ингибирования каждым составом для предотвращения солеотложений рассчитается по формуле 1.

Результаты исследований по определению эффективности ингибирования составами для предотвращения солеотложений представлены в таблице 2. Как видно из таблицы, предлагаемый состав имеет высокие значения эффективности ингибирования солеотложений при всех диапазонах температур по сравнению с прототипом. Было выявлено, что температура незначительно влияет на эффективность ингибирования солеотложений предлагаемым составом при статических условиях.

Для оценки повреждения пласта и эффективности ингибиторов солеотложений при динамических условиях измеряют проницаемость горной породы до и после закачки ингибитора солеотложений путем проведения фильтрационных исследований. При этом определяют отношение поврежденной проницаемости к начальной проницаемости породы. Коэффициент проницаемости рассчитывался в соответствии с законом Дарси по формуле

где K - проницаемость породы, мкм2; q - скорость закачки раствора, см3/с; μ - вязкость раствора, МПа×с; L - длина керна, см; А - площадь поперечного сечения керна, см2; ΔР - перепад давления, МПа.

Для фильтрационных исследований использовались керны карбонатных коллекторов.

Средние значения параметров кернов:

Длина керна - 5,50 см;

Диаметр керна - 3,00 см;

Пористость керна начальная - 2,5%;

Начальная проницаемость керна - 6,6⋅10-4 мкм2.

Условия эксперимента:

Скорость закачки - 0,1167 см3/с;

Вязкость раствора при 100°C - 2,61⋅10-10 МПа×с;

Температура эксперимента - 100°C;

Противодавление - 8 МПа;

Давление обжима - 30 МПа.

С помощью фильтрационной установки была изучена эффективность предотвращения солеотложений составами при динамических условиях. Установка состоит из двух насосов: в одном закачиваемая вода, а в другом пластовая вода. Смесь закачиваемой и пластовой вод при 50:50 закачивают в образцы естественных кернов в течение 100 минут при температуре 100°С. Закачка смеси проводится без предлагаемого состава и с применением 30 мг/л состава для предотвращения солеотложений. Коэффициент проницаемости горной породы определяется по формуле 1.

Результаты определения эффективности ингибирования составами солеотложений при динамических условиях (фильтрационных исследований) приведены в таблице 3. Как следует из представленных данных, применение предлагаемого состава для предотвращения солеотложений позволяет существенно сохранить проницаемость породы, которая достигает значения 95% от его начального.

Содержание компонентов в кислотных составах представлено в таблице 4.

В ходе экспериментальных исследований определяют эффективность ингибиторов солеотложений путем измерения концентрации ионов кальция в перенасыщенном растворе в соответствии со стандартом NACE ТМ0374-2007. При этом измеряют концентрацию ионов кальция до и после выпадения неорганических солей с ингибитором и без применения ингибитора. Эффективность ингибиторов солеотложений (Э %) при статических условиях рассчитывалась по следующей формуле:

где - концентрация ионов кальция в растворе с ингибитором после выпадения солей, мг/л; - концентрация ионов кальция в растворе без ингибитора после выпадения солей, мг/л; - концентрация ионов кальция в исходном растворе, мг/л.

Примеры приготовления составов для предотвращения солеотложений.

Пример 1 (таблица 4). В стакан объемом 250 мл в 86,9 мл воды добавляют 10,0 г соляной кислоты, 1,0 г ОЭДФ, 2,0 г бифторида аммония, 0,1 г неионогенного ПАВ.

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 10,0; ОЭДФ - 1,0; бифторид аммония - 2; неионогенное ПАВ - 0,1; вода - 86,9.

Пример 2. В стакан объемом 250 мл в 73,0 мл воды добавляют 10,0 г соляной кислоты, 3,0 г ОЭДФ, 4,0 г DTPMP, 5,0 г полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновой кислоты, 3,0 г хлорида аммония, 2,0 г изопропилового спирта.

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 10,0; ОЭДФ - 3,0; DTPMP - 4,0; г полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота - 5,0; хлорид аммония - 3; изопропиловый спирт - 2,0; вода - 73,0.

Пример 3. В стакан объемом 250 мл в 73,0 мл воды добавляют 9,0 г соляной кислоты, 4,0 г ОЭДФ, 5,0 г DTPMP, 4,0 г полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновой кислоты, 4,0 г хлорида аммония, 1,0 г изопропилового спирта.

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 9,0; ОЭДФ - 4,0; DTPMP - 5,0; г полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота - 4,0; хлорид аммония - 4; изопропиловый спирт - 1,0; вода - 73,0.

Пример 4. В стакан объемом 250 мл в 82,5 мл воды добавляют 8,0 г соляной кислоты, 2,0 г ОЭДФ, 3,0 г DTPMP, 2,0 г полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновой кислоты, 2,0 г хлорида аммония, 0,5 г изопропилового спирта.

После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: соляная кислота - 8,0; ОЭДФ - 2,0; DTPMP - 3,0; г полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота - 2,0; хлорид аммония - 2; изопропиловый спирт - 0,5; вода - 82,5.

Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти, содержащий соляную кислоту, оксиэтилидендифосфоновую кислоту и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит хлорид аммония, диэтилентриамин-пента, полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновую кислоту и изопропиловый спирт при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Соляная кислота 8-10
Диэтилентриамин-пента 3-5
Оксиэтилидендифосфоновая кислота 2-4
Полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая
кислота 2-5
Хлорид аммония 2-4
Изопропиловый спирт 0,5-2
Вода Остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу цементирования, включающему подачу цементной композиции с отсроченным схватыванием, содержащей воду, пемзу, гашеную известь и замедлитель схватывания, активацию цементной композиции с отсроченным схватыванием жидкой добавкой для получения активированной цементной композиции, где жидкая добавка содержит одновалентную соль, полифосфат, диспергатор и воду, и где одновалентная соль присутствует в жидкой добавке в количестве от 0,1% до 30% по массе жидкой добавки, причем полифосфат присутствует в жидкой добавке в количестве от 0,1% до 30% по массе жидкой добавки, при этом диспергатор присутствует в жидкой добавке в количестве от 0,1% до 90% по массе жидкой добавки и при этом вода присутствует в жидкой добавке в количестве от 50% до 90% по массе жидкой добавки; и предоставление возможности активированной цементной композиции затвердеть.

Группа изобретений относится к нефтяной и газодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, безопасности процесса, уменьшение сырьевых затрат.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, может быть использовано в рецептурах буровых растворов, а также других технологических жидкостей в различных отраслях промышленности, в которых используются крахмалосодержащие продукты.

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.

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.

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.

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.

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.
Изобретение относится к операциям цементирования. Вариант осуществления настоящего изобретения включает способную к схватыванию композицию, содержащую размолотый невспученный перлит, пумицит, цементную печную пыль и воду. Другой вариант осуществления настоящего изобретения включает способную к схватыванию композицию, содержащую размолотый невспученный перлит, присутствующий в количестве от примерно 1% до примерно 75% от массы цементирующих компонентов в способной к схватыванию композиции, причем размолотый невспученный перлит имеет средний размер частиц от примерно 1 мкм до примерно 100 мкм, цементную печную пыль, размолотую смесь цемента и пумицита и воду. Еще один вариант осуществления настоящего изобретения включает способную к схватыванию композицию, содержащую размолотый невспученный перлит, присутствующий в количестве от примерно 1% до примерно 75% от массы цементирующих компонентов в способной к схватыванию композиции, цементную печную пыль, пумицит и функциональные добавки. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности цементирования. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 6 табл., 6 пр.

Изобретение относится к способам и системам для увеличения проводимости разрыва подземного пласта. Способ обработки подземной формации, через которую проходит скважина, в котором закачивают состав ступени для обработки с давлением, большим давления разрыва, для образования разрыва в формации, при этом текучая среда содержит постоянную концентрацию первых твердых частиц и непостоянную концентрацию якорного материала, объединяют первые твердые частицы, распределенные в разрыве, чтобы образовывать расположенные с промежутком кластеры в разрыве, заякоривают по меньшей мере некоторые из кластеров в разрыве, чтобы замедлить объединение по меньшей мере некоторых из кластеров, и уменьшают давление в разрыве, чтобы удерживать разрыв открытым на кластерах и образовывать взаимосвязанные гидравлически проводящие каналы между кластерами. Способ обработки подземной формации, через которую проходит скважина, в котором закачивают в разрыв в формации первые твердые частицы при постоянной концентрации, в то же время, поддерживая постоянную скорость и концентрацию первых твердых частиц во время закачивания ступени состава для обработки, осуществляют постепенное чередование концентрации якорного материала в ступени состава для обработки между множеством сравнительно обогащенных якорным материалом уровней и множеством обедненных якорным материалом уровней в закачиваемой ступени состава для обработки. Способ обработки подземной формации, через которую проходит скважина, в котором закачивают в разрыв в формации при постоянной скорости ступени состав для обработки, содержащий загущенный несущий состав с постоянной концентрацией первых твердых частиц, чтобы образовывать однородную область в разрыве с постоянным однородным распределением первых твердых частиц, осуществляют последовательное чередование уровней концентрации якорного материала в составе для обработки между уровнями, обогащенными якорным материалом, и уровнями, обедненными якорным материалом, в закачиваемой ступени состава для обработки, чтобы образовывать неоднородные области, содержащие участки, обогащенные якорным материалом, и участки, обедненные якорным материалом, в однородной области с постоянным однородным распределением первых твердых частиц, понижение вязкости несущего состава в однородной области для инициирования осаждения первых твердых частиц перед смыканием разрыва, чтобы образовывать гидравлически проводящие каналы по меньшей мере в обедненных якорным материалом участках и колонны в обогащенных якорным материалом участках; а затем обеспечивают смыкание разрыва на колоннах. Варианты систем для обработки подземной формации, через которую проходит скважина, согласно указанным способам. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки.6 н. и 23 з.п. ф-лы, 1 пр., 13 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение области применения технологии за счет реагентов, устойчивых к высоким температурам, с одновременным снижением стоимости обработки за счет снижения количества используемой техники. Способ термопенокислотной обработки прискважинной зоны карбонатного коллектора включает в себя одновременную закачку кислотного и газогенерирующего составов по двум отделенным друг от друга каналам с последующей их продавкой в пласт. В качестве газогенерирующего состава используют водный раствор мочевина с нитритом натрия, содержащий, мас.%: мочевину 28,4-38,4; нитрит натрия 18,2-27,6;вода остальное. В качестве кислотного состава - водный раствор неорганической кислоты с добавками. При этом в кислотном составе в качестве неорганической кислоты применяют водный раствор соляной кислоты 19-26%-ной концентрации, а в качестве добавок - 2-алкилимидазолин в концентрации 5-15 мас.% и фосфористую кислоту в концентрации 0,5-2,5 мас.%. Объем кислотного состава составляет 1-3 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин и 0,1-0,2 м3 - для горизонтальных скважин. Составы продавливают жидкостью глушения или товарной нефтью в объеме полости закачиваемых каналов плюс 3-5 м3 с последующим закрытием скважины на 4-12 часов для реагирования кислотного состава. 3 з.п. ф-лы, 2 пр.

Группа изобретений относится к цементным композициям с отсроченным сроком схватывания. Способ вытеснения флюида в стволе скважины включает введение продавочной жидкости, содержащей цементную композицию с отсроченным схватыванием, в ствол скважины, так, что продавочная жидкость вытесняет один или более ранее внесенных флюидов из ствола скважины. При этом цементная композиция с отсроченным схватыванием содержит: пемзу, гашеную известь, замедлитель схватывания и воду. Техническим результатом является повышение эффективности вытеснения флюидов и строительства скважины. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл., 2 пр.

Изобретение относится к частице сшитого препятствующего образованию отложений вещества для операций добычи нефти, для источника воды охлаждающей колонны, способу изготовления частицы и ее использованию. Частица сшитого препятствующего образованию отложений вещества для операций добычи нефти, для источника воды охлаждающей колонны, содержащая препятствующее образованию отложений вещество и сшивающий реагент. Препятствующее образованию отложений вещество сшивается сшивающим реагентом. Способ изготовления частиц согласно настоящему изобретению. Способы осуществления операции механического гидроразрыва для уменьшения образования отложений в нефтяной скважине и в охлаждающей колонне с использованием частиц согласно настоящему изобретению. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки при использовании указанных частиц. 9 н. и 32 з.п. ф-лы, 35 пр., 13 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений, включающего регулирование профиля приемистости нагнетательных скважин и изоляцию водопритоков добывающих скважин. Полимерный состав для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений, содержащий полиакриламид, сшивающий агент, наполнитель и пластовую воду с минерализацией до 100 г/л, содержит в качестве сшивающего агента 50 %-ный раствор ацетата хрома и в качестве наполнителя - реагент AC-CSE-1313 марка В при следующем соотношении компонентов, мас. %: полиакриламид 0,1-0,6, реагент AC-CSE-1313 марка В 0,5-5, 50 %-ный раствор ацетата хрома 0,01-0,06, пластовая вода остальное. Технический результат - повышение эффективности обеспечения регулирования разработки нефтяного месторождения. 3 пр., 1 табл.

Расклинивающий агент для применения для разрыва геологических формаций получают из бокситовых руд и кальцийсодержащего соединения. Расклинивающий агент содержит, мас.%: 25-75 Al2O3, 0-70 SiO2, по меньшей мере 3 СаО и менее 0,1 кристобалита, а также по меньшей мере 5 (предпочтительно более 10) мас.% кальцийсодержащей кристаллической фазы, представляющей собой анортит. Технический результат изобретения – улучшение сопротивления раздавливанию проппанта. 18 з.п. ф-лы, 3 табл., 3 ил.
Изобретение относится к составам для бурения скважин. Технический результат – расширение арсенала средств, получение бурового раствора со следующими свойствами: плотность 1,16-1,17 г/см3, вязкость 43 сР, условная вязкость 43 с/л. Буровой раствор содержит, мас.%: фторангидрит 16,7-24,4; ксантановую камедь 0,15-0,16; сахарозу 0,85-0,99; воду остальное. 3 пр.

Изобретение относится к производству проппанта и его суспензии в жидкости для гидроразрыва. Способ формирования газонаполненных пузырьков на поверхности частицы проппанта, содержащий этапы помещения частиц проппанта в воду при рабочем давлении 8000-12000 фунтов на квадратный дюйм, создание избыточного давления газа в воде, равного или большего, чем рабочее давление 8000-12000 фунтов на квадратный дюйм, для создания насыщения вокруг или в непосредственной близости от частицы проппанта, в результате чего образуются пузырьки на поверхности частиц проппанта, и сброса избыточного давления из воды до уровня рабочего давления. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности гидравлического разрыва пласта. 10 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к выполнению многостадийной обработки скважин, пронизывающих подземные формации. Способ разрыва с отведением с помощью способного разлагаться материала, содержащий этапы, на которых осуществляют: нагнетание скважинной обрабатывающей текучей среды в скважину, пронизывающую многослойную формацию, для распространения гидравлического разрыва в слое формации, нагнетание водной суспензии, содержащей волокна нерастворимого, способного разлагаться материала в твердой фазе для формирования пробки из уплотненных волокон и изолирования гидравлического разрыва от скважины, где способный разлагаться материал присутствует в суспензии в концентрации, по меньшей мере, 4,8 г/л (40 фунтов массы/1000 галлонов), и жидкая фаза суспензии содержит полимерный загуститель, вязкоупругое поверхностно-активное вещество, вспомогательное поверхностно-активное вещество, модификатор реологических свойств, полимерное вещество для снижения сопротивления, поверхностно-активное вещество для снижения сопротивления, полимерный усилитель снижения сопротивления, мономерный усилитель снижения сопротивления, водный рассол, или их комбинацию или смесь, с помощью пробки, отводящей от предшествующего гидроразрыва, нагнетание скважинной обрабатывающей текучей среды в скважину для распространения следующего гидравлического разрыва в другом слое формации и разложение способного разлагаться материала для удаления пробки. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 9 з.п. ф-лы, 8 пр., 3 табл., 13 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-11-10 2017-12-13T19:33:53
Наверх