Комплексный ингибитор гидратации глин для буровых растворов

Изобретение относится к ингибиторам гидратации глин, используемым в составе буровых растворов на водной основе (глинистых и безглинистых, пресных и мнерализованных) для строительства наклонно-направленных, преимущественно, с углом наклона более 70°, и горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых терригенных отложений. Технический результат - обеспечение универсальности ингибитора за счет возможности использования его для любых типов буровых растворов на водной основе, при одновременном повышении у последних ингибирующих, кольматирующих, смазочных свойств и обеспечении стабильности, с приданием при этом возможности использования обработанных буровых растворов для бурения скважин с зенитным углом более 70°. Комплексный ингибитор гидратации глин для буровых растворов включает, об. %: эмульгатор прямых эмульсий - оксиэтилированные спирты и/или алкилфенолы 2,3-3,3; углеводородная фаза 62,9-78,1; битумная эмульсия, модифицированная методом сульфирования, 7,8-12,6; насыщенный водный раствор соли калия (в пересчете на сухое вещество) 11,7-21,2, причем объемное соотношение указанной битумной эмульсии к углеводородной фазе составляет 1 : (5-10) соответственно. 6 з.п. ф-лы, 4 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к области бурения, строительства скважин, а именно к ингибиторам гидратации глин, используемым в составе буровых растворов на водной основе (глинистых и безглинистых, пресных и мнерализованных) для строительства наклонно-направленных, преимущественно, с углом наклона более 70°, и горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых терригенных отложений.

Одной из основных проблем, возникающих при строительстве скважин, особенно в сложных геолого-технических условиях, является сохранение устойчивости ствола на протяжении всего периода строительства скважины. Потеря устойчивости глинистых пород обуславливается физико-механическими факторами, такими как ослабление несущей способности в приствольной зоне, и физико-химическими факторами, связанными с взаимодействием бурового раствора с породами стенок скважины. При этом решающее влияние на устойчивость стенок скважины оказывают процессы гидродинамического и физико-химического взаимодействия буровых растворов с комплексом вскрываемого бурением массива горных пород.

Наиболее серьезные проблемы, связанные с неустойчивостью ствола скважины, возникают при вскрытии интервалов, представленных не набухающими высоколитифицированными аргиллитами и глинистыми сланцами, характеризующимися пониженной прочностью, особенно при вскрытии данных пород под большим зенитным углом (70° и более).

В большинстве случаев, предотвратить возникновение проблем, связанных с неустойчивостью ствола скважины, позволяет использование буровых растворов на углеводородной или синтетической основе.

В связи с тем, что растворы на водной основе являются более экономичными, экологически безопасными и имеют более мягкий реологический профиль, актуально применение комплексных ингибиторов гидратации глин, обеспечивающих замедление и/или уменьшение поверхностной гидратации глинистых пород в среде растворов на водной основе за счет их гидрофобизации, капсулирования и кольматации.

В настоящее время известны следующие принципы действия ингибиторов гидратации глинистых пород: ограничение передачи давления из скважины в пласт за счет увеличения вязкости фильтрата или уменьшения проницаемости породы; гидрофобизация пород пристенного слоя ствола скважины, минимизация осмотических процессов в системе «буровой раствор - порода» за счет снижения активности водной фазы; замена катионов обменного комплекса глин; осадкообразование и цементация пород.

Известен ингибитор набухания глин, а также композиции, содержащие указанный ингибитор, и способы, использующие указанный ингибитор (Патент РФ №2577049). В качестве известного ингибитора набухания глин в водной среде, в том числе в буровых растворах, предусмотрено применение соли диамина и дикарбоновой кислоты. Указанный ингибитор в значительной степени снижает такой показатель буровых растворов, как "предел загустевания", представляющий собой максимальную массу глины, которую можно диспергировать в 100 мл раствора, при сохранении свободного объема жидкости, что свидетельствует о высокой эффективности ингибитора по отношению к «реактивным» легконабухающим глинам.

Вместе с тем, известный ингибитор не эффективен в отношении высоколитифицированных аргиллитов и глинистых сланцев, представленных в основном глинистыми минералами с не набухающей кристаллической решеткой и вызывающих наибольшую сложность при бурении скважин. Это обусловлено тем, что данный ингибитор не способствует снижению степени диспергирования указанных пород, что приводит к нарушению структурно-механических свойств пород и, как следствие, к потере устойчивости ствола скважины.

Известен ингибитор набухания глин для буровой промышленности (Патент РФ №2553812), используемый в составе буровых растворов на водной основе, содержащий от приблизительно 0,02 до приблизительно 5% по массе бис-гексаметилентриамина, солей бис-гексаметилентриамина или их смесей. Техническим результатом известного изобретения является эффективное ингибирование гидратации глин, стабильность ингибитора при температуре окружающей среды, расширение сырьевой базы за счет отходов. Бис-гексаметилентриамин и его соли, входящие в состав известного ингибитора, положительно влияют на стабилизацию набухания глин. Вместе с тем, представленные в изобретении данные лабораторных испытаний показывают, что процент восстановления глинистого сланца в среде раствора, обработанного указанным ингибитором, не превышает 43%, что недостаточно для обеспечения устойчивости ствола скважины в интервалах высоколитифицированных глинистых пород, особенно при их вскрытии под большими зенитными углами.

Наиболее близким по составу и технологической сущности является органический ингибитор глин для буровых растворов (Заявка РФ №2015109018), содержащий смазочную добавку ФК-2000 Плюс (содержит в своем составе жирные кислоты, являющиеся эмульгаторами прямых эмульсий), дипроксамин, смесь растительных и минеральных масел и нейтрализующий агент - гидрат окиси натрия или калия. Данный ингибитор в составе буровых растворов на водной основе способствует гидрофобизации пород стенок скважины, изменению смачиваемости поровой среды и тем самым снижению скорости капиллярной пропитки пор и микротрещин породы водной средой из состава бурового раствора и его фильтрата.

Недостатком указанного известного ингибитора является то, что жирные кислоты, составляющие основу смазочной добавки ФК-2000 Плюс, не совместимы с буровыми растворами, содержащими в своем составе соли поливалентных металлов, что ограничивает область использования органического ингибитора.

Кроме того, входящий в состав ингибитора дипроксамин является эффективным широко используемым деэмульгатором водонефтяных эмульсий, что снижает стабильность эмульсионных систем буровых растворов, приготовленных с использованием указанного ингибитора.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в обеспечении универсальности за счет возможности использования его для любых типов буровых растворов на водной основе, при одновременном повышении у последних ингибирующих, кольматирующих, смазочных свойств и обеспечении стабильности, с приданием при этом возможности использования обработанных буровых растворов для бурения скважин с зенитным углом более 70°.

Поставленный технический результат достигается комплексным ингибитором гидратации глин для буровых растворов, включающим углеводородную фазу, эмульгатор прямых эмульсий, при этом новым является то, что в качестве эмульгатора прямых эмульсий ингибитор содержит оксиэтилированные спирты и/или алкилфенолы, и дополнительно содержит гидрофобный микрокольматант - битумную эмульсию, модифицированную методом сульфирования, и насыщенный водный раствор соли калия, при следующем соотношении компонентов, об. %:

эмульгатор прямых эмульсий - оксиэтилированные спирты и/или

алкилфенолы - 2,3-3,3

углеводородная фаза - 62,9-78,1

битумная эмульсия, модифицированная методом сульфирования - 7,8-12,6

насыщенный водный раствор соли калия (в пересчете на сухое вещество) - 11,7-21,2,

причем объемное соотношение указанной битумной эмульсии к углеводородной фазе составляет 1 : (5-10) соответственно.

В качестве углеводородной фазы ингибитор содержит дизельные, или минеральные, или синтетические масла с классом вязкости согласно ИСО 3448-1992 не более 10, или их смеси.

В качестве битумной эмульсии, модифицированной методом сульфирования, он содержит реагент Инбит или битумную эмульсию, модифицированную методом сульфирования, полученную путем смешения эмульсии битумной дорожной и кислоты серной технической концентрированной, в объемном отношении 20:1 соответственно при комнатной температуре и времени выдержки 1 час.

В качестве насыщенного водного раствора соли калия ингибитор содержит насыщенный водный раствор нитрата калия, или формиата калия, или хлорида калия.

В качестве оксиэтилированных спиртов и/или алкилфенолов он содержит Реверсмол марки В, или Lumorol 4357, или моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена.

Комплексный ингибитор дополнительно содержит разнофракционный микрокольматант - реагент Ультрафрак в количестве 3-5 мас. % к общему объему ингибитора.

Комплексный ингибитор вводят в буровой раствор в количестве 12,5-23,3 об. % от объема бурового раствора.

Достижение поставленного технического результата обеспечивается за счет следующего.

Капли углеводородной фазы в составе предлагаемого ингибитора выступают в качестве деформируемого микрокольматанта, гидрофобизатора, структурообразователя и понизителя коэффициента трения. Они совместимы со всеми компонентами буровых растворов на водной основе, инертны по отношению к сероводороду, пластовой воде, цементу и выбуренной породе, являющимися основными видами загрязнителей растворов.

Ввод углеводородной фазы совместно с этоксилированными спиртами и/или алкилфенолами, являющимися высокоэффективными эмульгаторами прямых эмульсий, гарантирует сохранение высокой стабильности получаемого бурового раствора на протяжении всего периода строительства скважины и в течение длительного времени при необходимости хранения с целью использования раствора, содержащего предлагаемый ингибитор, в новом технологическом цикле.

В отсутствие связующих и мостообразующих веществ капли углеводородной фазы не способны создавать фильтрационный экран на стенке скважины. Это связано с тем, что основная часть капель углеводородной фазы при высоком уровне диспергирования легко проходит в поры и микротрещины породы. В качестве связующего вещества в предлагаемом комплексном ингибиторе выступают входящие в состав битумной эмульсии разветвленные органические макромолекулы смол и асфальтенов. Указанные гетерополярные вещества, молекулы которых кроме углеводородного радикала (аполярной части) имеют и полярные группы различной химической природы, способны закрепляться на глинистых минералах, несущих отрицательный некомпенсированный заряд. Наличие неполярных углеводородных радикалов определяет способность макромолекул смол и асфальтенов сорбироваться на каплях углеводородной основы, являясь для них своеобразным связующим каркасом. Совместно с каплями углеводородной фазы макромолекулы битумной эмульсии формируют на стенке скважины тонкий экран в виде гидрофобной водоотталкивающей пленки. Данный экран обладает свойствами мембраны, практически не проницаемой для дисперсионной среды бурового раствора. Кроме того, битум обладает высокой адсорбцией к поверхности пород, что в частности используется в дорожном строительстве, при этом образующаяся на поверхности пленка битума непроницаема для воды, за счет невысокой вязкости битум легко проникает в пористую среду и дополнительно связывает разобщенные по трещинам частицы породы силами адгезии. Это увеличивает трение (угол трения) в трещинах и способствует сохранению исходных структурно-механических свойств пород.

Известно, что при непосредственном контакте битумных эмульсий с водой или твердой поверхностью происходит их разделение на составляющие части: битум и воду, и моментальное отверждение битумной составляющей, это исключает возможность использования битумных эмульсий в водных системах. Предварительное проведение реакции сульфирования битумной эмульсии переводит смолы и асфальтены битума в водорастворимое состояние, тем самым обеспечивая совместимость такой сульфированной битумной эмульсии с водными системами буровых растворов.

Одной из основных причин неустойчивости ствола скважины в интервалах трещиноватых глинистых пород является смачивание имеющихся в них микротрещин дисперсионной средой бурового раствора и его фильтрата и, как следствие, ослабление структурных связей вдоль плоскостей напластования. Использование для указанного типа пород в составе комплексного ингибитора микрокольматанта (реагент Ультрафрак) за счет содержания в его составе разнофракционных частиц различной химической природы, в том числе и мостообразующих, обеспечивает ограничение процесса фильтрации вплоть до прекращения и передачи давления в поры и микротрещины пород.

Совместимость компонентов предлагаемого комплексного ингибитора со всеми известными на сегодняшний день реагентами, использующимися в буровых растворах на водной основе (глинистыми и безглинистыми, на пресной и минерализованной воде), обеспечивает универсальность применения ингибитора.

Его можно использовать с целью повышения ингибирующих и кольматирующих свойств бурового раствора, применявшегося для бурения вышележащих интервалов, для отработанных буровых растворов, оставшихся после бурения предыдущих скважин, или для свежеприготовленных растворов.

Таким образом, указанный технический результат обеспечивается за счет совокупности компонентов ингибитора в заявляемом их количественном соотношении.

Для приготовления заявляемого комплексного ингибитора в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

углеводородная фаза:

дизельное топливо, ГОСТ Р 52368-2005 (ЕН 590:2009),

индустриальное масло И-8А, ГОСТ 20799-88,

поли α-олефины, Neoden 16 производства компании Shell Chemicals

эмульгатор прямых эмульсий:

Реверсмол марки В, ТУ 2483-010-38892610-2012,

Lumorol 4357, по импорту,

моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена, ТУ 38.602-09-20-91,

гидрофобный микрокольматант - битумная эмульсия, модифицированная методом сульфирования:

Инбит, ТУ 2471-017-38892610-2012,

битумная эмульсия, модифицированная методом сульфирования, синтезированная путем смешения эмульсии битумной дорожной, ГОСТ Р 52128-2003, и кислоты серной технической концентрированной, ГОСТ 2184-77, в объемном отношении 20:1 соответственно при комнатной температуре и времени выдержки 1 час. (Краткий политехнический словарь, Государственное издательство технико-теоретической литературы М, 1955, с. 910).

соль калия:

калий хлористый, ГОСТ 4568-95 (приготовление насыщенного водного раствора указано на сайте http://www.proftrade.ru/normative/d-21/c-14/doc-1219.html, Рекомендации по метрологии Р 50.2.033-2004 в качестве насыщенного водного раствора использовали раствор с содержанием 313 г/л при 20°С,

формиат калия, по импорту (в качестве насыщенного водного раствора использовали раствор плотностью 1,340 кг/дм3 при 20°С),

нитрат калия - ГОСТ 19790-74 (в качестве насыщенного водного раствора использовали раствор с содержанием 316 г/л при 20°С),

реагент Ультрафрак, ТУ 2458-039-38892610-2013.

Пример приготовления предлагаемого комплексного ингибитора

В отдельную емкость последовательно наливают дизельное топливо в количестве 1044 л, Реверсмол марки В - 34,5 л и реагент Инбит - 139,5 л, перемешивают в течение 1 часа, затем добавляют насыщенный водный раствор хлорида калия в количестве 1787,5 л (указанный насыщенный водный раствор хлорида калия содержит 1229 л воды и 558,5 кг (эта масса KCl занимает объем 281,5 л) хлорида калия). Получают комплексный ингибитор следующего состава, об. % : хлорид калия (в пересчете на сухое вещество) - 18,8; дизельное топливо - 69,6; Реверсмол марки В - 2,3; Инбит - 9,3, и после чего полученный ингибитор вводят в буровой раствор через диспергатор.

Комплексные ингибиторы с другим соотношением компонентов готовят аналогичным образом.

Составы исследованных комплексных ингибиторов представлены в таблице 1.

В качестве буровых растворов, в состав которых вводили комплексный ингибитор, были исследованы глинистый буровой раствор, биополимерный безглинистый буровой раствор, отработанный малоглинистый буровой раствор. Состав буровых растворов представлен в таблице 2.

Предлагаемый комплексный ингибитор вводили в состав указанных растворов в количестве 12,5; 18; 23,3 об. % от объема бурового раствора.

В лабораторных условиях исследовали следующие свойства заявляемого и известного по прототипу ингибиторов.

Эффективность ингибирующего действия комплексного ингибитора определяли по изменению прочностных свойств пород под воздействием буровых растворов, обработанных комплексным ингибитором, в виде следующих показателей:

- коэффициент разупрочнения (коэффициент водоустойчивости)

Кр=Р'сжсж,

где Рсж и Р'сж - прочность образца породы на одноосное сжатие до и после взаимодействия с раствором, определенная на электромеханическом прессе «Zwick/Z250», соответственно;

- степень набухания спрессованного кернового порошка после взаимодействия с раствором с добавкой комплексного ингибитора в течение 72 часов, определенная на тестере линейного набухания фирмы OFITE, %.

Для исследования использовали керны тульского терригенного и тиманского терригенного горизонтов.

Кольматирующие свойства комплексного ингибитора оценивали по показателю фильтрации буровых растворов (Ф), в которые добавлен комплексный ингибитор, через бумажные и керамические фильтры проницаемостью 400 мДарси в течение 30 минут при перепаде давления 3,5 МПа на фильтр-прессе НРНТ фирмы OFITE.

Эффективность смазочного действия комплексного ингибитора определяли на машине трения (прибор OFI ЕР/LUBRICITY TESTER фирмы OFI) путем определения коэффициента трения (Ктр) при взаимодействии металлической пары «вращающееся кольцо - неподвижная призма» в среде исследуемого раствора при давлении, равном 1,03 МПа (150 фунтов/дюйм2), и частоте вращения вала 60 мин-1, принятых для определения смазочных свойств промывочной жидкости в мировой практике бурения.

Стабильность буровых растворов с добавкой комплексного ингибитора оценивали по величине стабильности (С), определяемой с использованием цилиндра ЦС-2 по разнице в плотностях раствора верхней и нижней частей цилиндра после отстоя раствора в течение 24 часов, выраженной в г/см3.

Указанные свойства приведены в таблицах 3 и 4.

Данные, приведенные в таблицах 3-4, показывают, что предлагаемый комплексный ингибитор имеет следующие преимущества перед известным:

- Степень набухания терригенных пород в среде буровых растворов, являющаяся основным показателем их ингибирующих свойств, с добавкой комплексного ингибитора в 1,8-2,8 раз ниже по сравнению с прототипом.

- Коэффициент разупрочнения терригенных пород, характеризующий силы сцепления (адгезии) между частицами породы, после воздействия буровых растворов, обработанных предлагаемым комплексным ингибитором, составляет 0,63-0,85, в то время как для прототипа - 0,40-0,46.

- Предлагаемый комплексный ингибитор, сохраняя высокие показатели ингибирующих и смазочных свойств, одновременно до 2,1-14 раз по сравнению с прототипом снижает показатель фильтрации бурового раствора и, как следствие, приводит к ограничению передачи давления в пласт, кольматации пор и микротрещин породы и замедлению скорости гидратации глинистых пород.

- Все компоненты заявляемого комплексного ингибитора совместимы со всеми компонентами буровых растворов, о чем свидетельствуют представленные данные по стабильности растворов с добавкой ингибитора. Это обеспечивает универсальность применения комплексного ингибитора для различных типов буровых растворов на водной основе (глинистых и безглинистых, пресных и минерализованных), в том числе и отработанных, что будет способствовать снижению объемов образующихся отходов бурения.

Таким образом, заявляемый комплексный ингибитор действительно является универсальным реагентом, обеспечивающим устойчивость стенок скважины при его использовании в составе буровых растворов на водной основе различного состава, с одновременным обеспечением высоких смазочных свойств и стабильности растворов в состоянии покоя, что позволяет рекомендовать заявляемый ингибитор для строительства скважин, в том числе с зенитным углом более 70°.

1. Комплексный ингибитор гидратации глин для буровых растворов, включающий углеводородную фазу, эмульгатор прямых эмульсий, отличающийся тем, что в качестве эмульгатора прямых эмульсий ингибитор содержит оксиэтилированные спирты и/или алкилфенолы и дополнительно содержит гидрофобный микрокольматант - битумную эмульсию, модифицированную методом сульфирования, и насыщенный водный раствор соли калия, при следующем соотношении компонентов, об.%:

эмульгатор прямых эмульсий - оксиэтилированные спирты и/или алкилфенолы 2,3-3,3
углеводородная фаза 62,9-78,1
битумная эмульсия, модифицированная методом сульфирования 7,8-12,6
насыщенный водный раствор соли калия (в пересчете на сухое вещество) 11,7-21,2,

причем объемное соотношение указанной битумной эмульсии к углеводородной фазе составляет 1:(5-10) соответственно.

2. Комплексный ингибитор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве углеводородной фазы ингибитор содержит дизельные, или минеральные, или синтетические масла с классом вязкости согласно ИСО 3448-1992 не более 10, или их смеси.

3. Комплексный ингибитор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве битумной эмульсии, модифицированной методом сульфирования, он содержит реагент Инбит или битумную эмульсию, модифицированную методом сульфирования, полученную путем смешения эмульсии битумной дорожной и кислоты серной технической концентрированной, в объемном отношении 20:1 соответственно, при комнатной температуре и времени выдержки 1 час.

4. Комплексный ингибитор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве насыщенного водного раствора соли калия ингибитор содержит насыщенный водный раствор нитрата калия, или формиата калия, или хлорида калия.

5. Комплексный ингибитор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве оксиэтилированных спиртов и/или алкилфенолов он содержит Реверсмол марки В, или Lumorol 4357, или моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена.

6. Комплексный ингибитор по п. 1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит разнофракционный микрокольматант - реагент Ультрафрак в количестве 3-5 мас.% к общему объему ингибитора.

7. Комплексный ингибитор по п. 1, отличающийся тем, что его вводят в буровой раствор в количестве 12,5-23,3 об.% от объема бурового раствора.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидравлического разрыва пласта в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды.

Изобретение относится к добыче нефти третичными методами. Способ добычи нефти, в котором водный нагнетаемый агент, содержащий, по меньшей мере, растворимый в воде (со)полимер полиакриламида - ПАА, растворенный в жидкости на водной основе, закачивают через по меньшей мере одну нагнетательную скважину в нефтеносное отложение, а сырую нефть извлекают из отложения через по меньшей мере одну эксплуатационную скважину, причем способ, по меньшей мере, предусматривает следующие стадии: обеспечения жидкой дисперсионной полимерной композиции, по меньшей мере, содержащей, мас.%: 20-59,9 органической гидрофобной жидкости с температурой кипения более 100°С, 40-79,9 частиц по меньшей мере одного растворимого в воде (со)полимера ПАА со средним размером частиц от 0,4 мкм до 5 мкм, диспергированных в органической жидкости, где растворимый в воде (со)полимер ПАА содержит 30-100% по массе акриламидных звеньев относительно общего количества всех мономерных звеньев в (со)полимере и характеризуется среднемассовой молекулярной массой Mw от 5000000 г/моль до 30000000 г/моль, и 0,1-10 по меньшей мере двух поверхностно-активных веществ - ПАВ (С), где ПАВ (С) содержат 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С1), способного стабилизировать эмульсии «вода в масле», и 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С2), способного стабилизировать дисперсию, содержание воды в жидкой дисперсионной полимерной композиции составляет менее 10% по массе и количества каждого компонента жидкой дисперсионной полимерной композиции представлены на основе общего количества всех ее компонентов, добавления по меньшей мере одного активирующего ПАВ (D) в жидкую дисперсионную полимерную композицию, причем ПАВ (D) отлично от ПАВ (С) и имеет показатель ГЛБ более 9, смешивания жидкой дисперсионной полимерной композиции, содержащей по меньшей мере одно активирующее ПАВ (D), с жидкостью на водной основе, таким образом получая водный нагнетаемый агент, содержащий по меньшей мере один (со)полимер ПАА, растворенный в нем, где концентрация (со)полимера ПАА в нагнетаемом агенте составляет 0,05-0,5% по массе на основе общего количества всех компонентов нагнетаемого агента, и закачивания водного нагнетаемого агента, полученного таким образом, в нефтеносное отложение.

Изобретение относится к композиция на основе полимолочной кислоты дисперсной структуры, используемой в различных областях применения, в частности, в качестве раствора для бурения в целях извлечения полезных ископаемых.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к сухим смесям для приготовления состава для селективной водоизоляции в газовом пласте. Сухая смесь для приготовления состава для селективной водоизоляции в газовом пласте содержит, мас.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к производству проппанта, используемого при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта микробиологическим воздействием. Технический результат - увеличение охвата пласта за счет блокирования высокопроницаемых зон пласта и вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных пропластков, увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин, а также расширение технологических возможностей способа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для ограничения водопритока в добывающей скважине, и может найти применение для выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к установке цементных мостов в эксплуатационных колоннах скважин при временном отключении продуктивной части отдельных пластов или части пласта и ликвидации скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к керамическим проппантам, предназначенным для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к области гидрометаллургического синтеза высокочистых веществ, в частности вольфрамата свинца PbWO4, и может быть использовано при получении монокристаллов вольфрамата свинца, используемых в качестве сцинтилляторов для высокоточной электромагнитной калориметрии частиц высоких энергий.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - увеличение охвата залежи, повышение эффективности паротеплового воздействия на продуктивный пласт, увеличение отбора разогретой высоковязкой нефти после пароциклического воздействия, исключение перегрева верхней части продуктивного пласта, сокращение тепловых потерь по стволу скважины. Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием включает бурение вертикальной скважины в залежи высоковязкой нефти, крепление вертикальной скважины обсадной колонной, перфорацию обсадной колонны в интервале продуктивного пласта, закачку через скважину в продуктивный пласт парогазового теплоносителя, спуск в скважину колонны труб с насосом и отбор разогретой продукции из скважины. Перфорацию в интервале продуктивного пласта, сложенного карбонатными породами, производят гидропескоструйным перфоратором с образованием перфорационных отверстий диаметром 20 мм. После осуществляют проппантный пенокислотный гидроразрыв пласта с образованием трещины разрыва закачкой гелированной жидкости разрыва с последующим ее развитием и креплением в пять стадий чередующимися порциями пенокислоты в равных объемах и пенокислоты с добавлением проппантной смеси массой по 2 т в каждой стадии, состоящей из проппанта крупной фракции 12/18 меш и цилиндрического проппанта фракции 12/16 меш в процентном соотношении 60/40, причем на каждой последующей стадии концентрацию проппантной смеси повышают ступенчато от 200 до 600 кг/м3 с шагом 100 кг/м3, причем концентрация кислоты в пене составляет не менее 16%. Для снижения потерь тепла в начале пароциклического воздействия прогревают скважину циркуляцией пара до прекращения выхода конденсата из обратной линии, причем в скважину спускают колонну труб, оснащенную снизу вверх обратным клапаном, замковой опорой вставного штангового насоса, перепускным клапаном, пакером, размещают колонну труб в скважине так, чтобы пакер находился напротив кровли верхней части продуктивного пласта, затем в колонну труб на колонне штанг спускают вставной штанговый насос и фиксируют его в замковой опоре. После чего скважину в течение 14 сут закачивают пар в объеме 40 т/сут, после чего скважину закрывают и выдерживают в течение 14 сут на пропитку, затем отбирают разогретую высоковязкую нефть. После снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины циклы закачки пара и отбора разогретой высоковязкой нефти повторяют. 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к способам повышения продуктивности эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа и снижения водонасыщенности призабойной зоны пласта с использованием физико-химических методов воздействия на пласт-коллектор. В способе крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины в скважину закачивают связующий состав, представляющий собой смесь реагентов, содержащую 60-80 мас.% модифицированного тетраэтоксисилана и 20-40 мас.% водного раствора кислотного катализатора. Продавливают его в пласт-коллектор газообразным агентом, выбранным из группы газов: азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ. При этом газообразный агент подают в скважину при давлении, превышающем значение давления пласта-коллектора не менее чем на 1,0 МПа. После этого осуществляют выдержку скважины в технологическом отстое в течение по меньшей мере двух суток. Техническим результатом является снижение водонасыщенности призабойной зоны пласта и повышение продуктивности эксплуатационных газовых скважин при однократной обработке пласта-коллектора. 3 ил., 3 табл.

Изобретение может быть использовано в производстве наполнителей, добавок к почве для выращивания растений, для утяжеления буровых растворов, защиты от радиоактивного и электромагнитного излучения. Модифицированный карбонизированный красный шлам имеет следующий минеральный состав, мас.%: от 10 до 50 соединений железа, от 12 до 35 соединений алюминия, от 5 до 17 соединений кремния, от 2 до 10 диоксида титана, от 0,5 до 6 соединений кальция. Массовое отношение карбоната железа (II) к оксидам железа составляет, по меньшей мере, 1. Изобретение позволяет модифицировать красный шлам - отход производства процесса Байера, чтобы получить вещество с воспроизводимыми характеристиками, пригодное для дальнейшего применения. 10 н. и 26 з.п. ф-лы, 10 ил., 8 табл., 5 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при гидравлическом разрыве карбонатного пласта (ГРП). Способ включает перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, циклическую закачку и продавку в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты. При этом предварительно определяют проницаемость и толщину пласта. В качестве гелеобразной жидкости разрыва применяют линейный гель с концентрацией 3 кг/м3, приготовленный из расчета 1,5 м3 на 1 м толщины пласта, а в качестве кислоты - смесь соляной и фтороводородной кислот, приготовленную из расчета 1 м3 на 1 м толщины пласта, дополнительно закачивают смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем, приготовленную из расчета 0,5 м3 на 1 м толщины пласта. Приготовленные растворы делят на три равные порции и осуществляют последовательную закачку в три цикла. Причем при проницаемости свыше 100 мД закачивают смесь 12%-ного водного раствора соляной и 3%-ного водного раствора фтороводородной кислот, а смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем при соотношении 9:1, при проницаемости от 20 до 100 мД закачивают смесь 10%-ного водного раствора соляной и 2%-ного водного раствора фтороводородной кислот, а смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем при соотношении 8:2, при проницаемости ниже 20 мД закачивают смесь 6%-ного водного раствора соляной и 1%-ного водного раствора фтороводородной кислот, а смесь 15%-ного водного раствора соляной кислоты с углеводородным растворителем при соотношении 7:3. По завершении последнего цикла закачки продавку осуществляют пресной водой. Технический результат заключается в сохранении проводимости трещины после проведения ГРП при повышении эффективности проведения ГРП. 3 ил.

Изобретение относится к подземному строительству и может быть использовано для тампонажа трещиноватых горных пород при сооружении и ремонте шахтных стволов и щитовой проходке тоннелей различного назначения. Технический результат - получение удешевленного тампонажного раствора за счет замены цемента золой от сжигания топочного мазута, ускорение процесса схватывания и твердения золо-бентонитово-цементной смеси, повышение прочности и стабильности свойств композитного раствора, а также расширение области утилизации отходов техногенного происхождения. В способе получения тампонажного раствора, включающем перемешивание цемента, золы-уноса и бентонита с последующим перемешиванием с водой затворения и введением жидкого стекла, используется зола-унос от сжигания мазута, при этом содержание компонентов составляет, мас.%: цемент 30-60, бентонитовый порошок 3,3-5,0, зола мазутная 15-55, а жидкое стекло с плотностью 1,3-1,45 г/см3 используют в количестве 2,5-5% по объему, причем перемешивание с водой затворения производят при водотвердом отношении В/Т 2-1. 1 пр., 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для снижения интенсивности притока воды в скважину. Технический результат - упрощение способа и повышение его экономической эффективности. По способу осуществляют закачивание изоляционной композиции без подъема насосного оборудования и спуска колонны лифтовых труб. Для закачивания изоляционной композиции отсоединяют сальниковый шток от головки балансира. Гидрокраном поднимают вставной насос до его извлечения из башмака лифтовой колонны насосно-компрессорных труб. Закрепляют штанги в устьевом сальнике. Демонтируют обвязку скважинной арматуры и нефтепровода. Соединяют лифтовую колонну с нагнетательной линией насосного агрегата. Проводят закачивание изоляционной композиции в изолируемый пласт через зазор между колонной лифтовых труб и колонной штанг, а в нижней части скважины через кольцевой зазор между колонной лифтовых труб и наружной поверхностью вставного насоса. Изоляционную композицию готовят на основе одного или нескольких следующих реагентов - гидролизующихся полифункциональных кремнийорганических соединений, полиакриламида, карбоксиметилцеллюлозы, гидролизованного полиакрилонитрила, унифлока, жидкого стекла, кремнезоля, полиалюминия хлорида, алюмохлорида, ацетата хрома, хромкалиевых квасцов, бихромата натрия, этилацетата, кислоты соляной ингибированной, водного раствора хлористого кальция. Изоляционная композиция содержит мелкодисперсные наполнители, такие как водонабухающие полимеры, резиновую крошку, глинопорошок, синтетическое или минеральное фиброволокно, древесную муку. Затем осуществляют продавливание изоляционной композиции в изолируемый интервал, технологическую выдержку для структурирования изоляционной композиции и ввод скважины в эксплуатацию. 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к сцинтилляционным неорганическим оксидным монокристаллам со структурой граната, предназначенным для датчиков ионизирующего излучения в задачах медицинской диагностики, экологического мониторинга, неразрушающего контроля и разведке полезных ископаемых, экспериментальной физике, устройствах для измерения в космосе. Монокристалл со структурой граната для сцинтилляционных датчиков представляет собой соединение, описываемое формулой ((Gd1-rYr)1-s-xMesCex)3-z(Ga1-y-qAlyTiq)5+zO12, причем q находится в диапазоне от 0,00003 до 0,02; r находится в диапазоне от 0 до 1; х находится в диапазоне от 0,001 до 0,01; y находится в диапазоне от 0,2 до 0,6; z находится в диапазоне от -0,1 до 0,1; s находится в диапазоне от 0,0001 до 0,1, при этом Me обозначает, по крайней мере, один элемент из ряда Mg, Са, Sr, Ва. Изобретение позволяет увеличить выход сцинтилляций в расширенном интервале температур (от минус 20°C до плюс 50°C) и повысить энергетическое разрешение сцинтилляционных детекторов при регистрации гамма-квантов. Технический результат достигается за счет того, что монокристалл со структурой граната солегирован церием, титаном и элементами второй группы в заданном соотношении. Данный монокристалл получают методом Чохральского с последующим изотермическим отжигом. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 2 табл., 17 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к производству керамических проппантов, в частности к подготовке сырьевой смеси, предназначенной для изготовления среднеплотных и легковесных магнезиально–кварцевых проппантов с насыпной плотностью 1,4–1,65 г/см3. Сырьевая шихта для изготовления магнезиально–кварцевого проппанта содержит измельченную до фракции менее 80 мкм смесь предварительно обожженного магнийсиликатного компонента с кремнеземистым компонентом, имеет в своем составе 17–34 масс.% MgO, при этом кремнеземистый компонент представляет собой отходы обогащения натрий–калиевого полевого шпата Малышевского рудоуправления со следующим усредненным химическим составом, масс.% (в пересчете на прокаленное вещество): SiO2 – 84, Al2O3 – 9, MgO – 0,7, Fe2O3 – 0,5, CaO – 0,3, K2O – 3,5, Na2O – 2. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат – расширение сырьевой базы производства магнезиально-кварцевого проппанта с насыпной плотностью 1,4–1,65 г/см3. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл.

Изобретение относится к области промысловой геологии и может быть использовано в процессе добычи углеводородов из подземных геологических формаций. В данном документе описан способ измерения вязкости неньютоновской жидкости для поточного измерения и управления процессом. Процесс включает примешивание добавок к базовому флюиду для формирования неньютоновской жидкости. Неньютоновская жидкость подается в устройство для поточного измерения вязкости для получения результатов измерения реологических параметров. Затем введение добавок к базовому флюиду корректируется с учетом измеренных реологических параметров. Также раскрыта система, предназначенная для достижения указанных целей. Технический результат – повышение результативности корректировки процесса добычи углеводородов из подземных геологических формаций. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 8 ил.
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к выносу жидкости из эксплуатационных газовых скважин. Технический результат - повышение эффективности выноса жидкости из газовых скважин в условиях низких пластовых давлений и дебитов газовых скважин. Состав для выноса жидкости из газовых скважин, содержащий поверхностно-активное вещество ОП-10, сульфанол, карбонат аммония и коламид К, дополнительно содержит поливиниловый спирт марки 18/11 - ПВС, трилон Б и колер при следующем соотношении компонентов, мас. %: ОП-10 45,0÷52,0, сульфанол 8,0÷10,0, карбонат аммония 0,4÷0,5, трилон Б 1,0÷3,0, ПВС 1,0÷10,0, колер - 0,1, коламид К - остальное.

Изобретение относится к ингибиторам гидратации глин, используемым в составе буровых растворов на водной основе для строительства наклонно-направленных, преимущественно, с углом наклона более 70°, и горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых терригенных отложений. Технический результат - обеспечение универсальности ингибитора за счет возможности использования его для любых типов буровых растворов на водной основе, при одновременном повышении у последних ингибирующих, кольматирующих, смазочных свойств и обеспечении стабильности, с приданием при этом возможности использования обработанных буровых растворов для бурения скважин с зенитным углом более 70°. Комплексный ингибитор гидратации глин для буровых растворов включает, об. : эмульгатор прямых эмульсий - оксиэтилированные спирты иили алкилфенолы 2,3-3,3; углеводородная фаза 62,9-78,1; битумная эмульсия, модифицированная методом сульфирования, 7,8-12,6; насыщенный водный раствор соли калия 11,7-21,2, причем объемное соотношение указанной битумной эмульсии к углеводородной фазе составляет 1 : соответственно. 6 з.п. ф-лы, 4 табл., 1 пр.

Наверх