Катионноингибирующий буровой раствор (варианты)

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для бурения и ремонта скважин, в том числе для вскрытия продуктивных пластов в сложных горно-геологических условиях. Технический результат - улучшение структурно-реологических показателей катионноингибирующего бурового раствора. Катионноингибирующий буровой раствор по первому варианту содержит, мас.%: ксантановый биополимер 0,25-0,55; крахмальный реагент 0,35-3,0; полидадмах 0,5-2,0; водорастворимую соль 0,85-35,0; микрокольматант 2,0-10,0; воду остальное. Катионноингибирующий буровой раствор по второму варианту содержит, мас.%: ксантановый биополимер 0,25-0,55; крахмальный реагент 0,35-3,0; полидадмах 0,5-2,0; водорастворимую соль 0,85-35,0; низкомолекулярный катионный ингибитор аминного типа 0,5-1,5; микрокольматант 2,0-10,0; воду остальное. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

 

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для бурения и ремонта скважин, в том числе для вскрытия продуктивных пластов в сложных горно-геологических условиях: в разрезах, сложенных неустойчивыми глинистыми породами, а также при бурении горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения.

Из уровня техники известен буровой раствор по патенту РФ 2492208, С09К 8/24, 10.09.2013, включающий воду, глинопорошок и понизитель фильтрации полиэлектролит ВПК-402 при следующем соотношении компонентов, мас.%: глинопорошок – 5-8; ВПК-402 – 7-15; вода – остальное.

К недостаткам известного состава относятся низкие структурные характеристики раствора, такие как динамическое напряжение сдвига (ДНС) и статическое напряжение сдвига (СНС). Статическое напряжение сдвига не позволяет выбуренной породе оседать из раствора при остановке циркуляции, а динамическое напряжение сдвига отвечает за качество выноса выбуренной породы. К тому же для состава характерен высокий расход полиэлектролита ВПК-402.

Наиболее близким к заявляемому изобретению как по первому, так и по второму вариантам, является катионный буровой раствор, описанный в патенте РФ №2567580, С09К 8/24, 2015, содержащий в мас.%: глинопорошок 5-8, полидадмах 5-6, ксантановый биополимер Биоксан 0,05-0,2, воду – остальное.

Недостатком данного состава является то, что в качестве основного структурообразователя используется глинопорошок, который при приготовлении раствора предварительно гидратируют в воде. Известно, что глинистые суспензии способствуют загрязнению вскрываемого продуктивного пласта содержащимися в них глинистыми частицами и как следствие - снижению коэффициента восстановления проницаемости при освоении коллектора. К тому же для качественной гидратации глинопорошка необходимо обеспечить его длительное перемешивание и диспергирование, что требует дополнительного расхода времени (4-8 часов) и специальных технических средств. Кроме того, специфика взаимодействия глинистой суспензии, представляющей собой структурную основу раствора, и катионного флокулянта – полидадмаха, такова, что известный раствор имеет высокие значения пластической вязкости (28-37 мПа*с) при принятом в отрасли оптимальном интервале значений 10-25 мПа*с. Высокие значения пластической вязкости крайне нежелательны, так как при циркуляции бурового раствора могут возникать высокие гидравлические сопротивления, отрицательно влияющие на работу забойных двигателей, буровых насосов, оборудования системы очистки. Кроме того, высокие значения пластической вязкости способствуют росту эквивалентной циркуляционной плотности, при увеличении которой возможен гидроразрыв пласта, и вытекающие из этого негативные последствия. Также, для известного состава характерен высокий расход полидадмаха (5-6%.). Также недостатком ближайшего аналога является сложность его утяжеления за счет ввода водорастворимых солей ввиду их известного выраженного коагулирующего действия на глинистую суспензию, которая является основой раствора по ближайшему аналогу (в особенности солями поливалентных металлов, такими, например, как CaCl2, MgCl2 и др.). Утяжеление же твердофазными утяжелителями имеет известный предел, обусловленный в том числе ростом вязкости, снижением скорости бурения, высокими коэффициентами трения. Кроме того, фильтрат бурового раствора по прототипу не является минерализованным, в то время как известно, что минерализация фильтрата должна по возможности соответствовать минерализации пластовой воды, чтобы свести к минимуму возникающие при пропитывании породы фильтратом осмотические процессы, способные усугубить набухание и спровоцировать дестабилизацию глинистых отложений.

Задачей настоящего изобретения является улучшение эксплуатационных характеристик бурового раствора.

Технический результат заключается в улучшении структурно-реологических показателей катионноингибирующего бурового раствора.

Технический результат по первому варианту изобретения достигается тем, что катионноингибирующий буровой раствор, содержащий водную основу, структурообразующую добавку, полидадмах, согласно первому варианту изобретения, в качестве структурообразующей добавки содержит ксантановый биополимер и дополнительно содержит минерализатор, в виде водорастворимой соли, крахмальный реагент и микрокольматант, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Ксантановый биополимер 0,25-0,55
Крахмальный реагент 0,35-3,0
Полидадмах 0,5-2,0
Водорастворимая соль 0,85-35,0
Микрокольматант 2,0-10,0
Вода Остальное

Технический результат по второму варианту достигается тем, что катионноингибирующий буровой раствор, содержащий водную основу, структурообразующую добавку, полидадмах, согласно второму варианту изобретения, в качестве структурообразующей добавки содержит ксантановый биополимер и дополнительно содержит минерализатор в виде водорастворимой соли, крахмальный реагент, микрокольматант и низкомолекулярный катионный ингибитор аминного типа при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Ксантановый биополимер 0,25-0,55
Крахмальный реагент 0,35-3,0
Полидадмах 0,5-2,0
Водорастворимая соль 0,85-35,0
Низкомолекулярный катионный ингибитор аминного типа 0,5-1,5
Микрокольматант 2,0-10,0
Вода Остальное

Кроме того, для обоих вариантов в буровом растворе в качестве водорастворимой соли могут быть использованы минеральные или органические соли или смеси на их основе. Буровой раствор в качестве микрокольматанта может содержать мел, микрокальцит, мраморную крошку, тонкоизмельченный органический материал.

Технический результат обеспечивается тем, что заявляемый буровой раствор в качестве основного структурообразователя содержит ксантановый биополимер, так как он не теряет своих структурообразующих свойств в рассолах высокой минерализации, в том числе приготовленных на основе солей поливалентных катионов. Ксантановый биополимер, позволяет обеспечивать высокие значения параметров ДНС и СНС при низких значениях пластической вязкости. Концентрация ксантанового биополимера в составе предлагаемого изобретения, обеспечивающая требуемый уровень структурно-реологических свойств находится в диапазоне 0,25-0,55 мас. %. При снижении концентрации реагента ниже 0,25% не обеспечиваются приемлемые значения параметров предельного СНС и ДНС, а повышение концентрации выше 0,55 мас.% приводит к чрезмерному повышению структурно-реологических характеристик.

Использование в заявляемом составе полидадмаха обусловлено тем, что, он является основным стабилизатором, препятствующим разрушению неустойчивых отложений и выступает в качестве ингибитора глин. Большое количество осложнений, возникающих при бурении и реконструкции скважин различного профиля, от условно вертикальных до горизонтальных, связано с наличием в терригенной части их разреза глинистых отложений, склонных к набуханию, разупрочнению и потере устойчивости, что создает риск дестабилизации ствола скважины. Такого рода осложнения могут иметь место по всей длине ствола скважины, осложняя весь период ведения работ. Известно, что поверхность терригенных пород, например, базальные поверхности глинистых минералов, поверхность кварца и полевых шпатов в основном заряжена отрицательно. В связи с этим катионы будут проявлять к ней выраженную адсорбционную активность. Полидадмах представляет собой полимер, молекула которого имеет незаряженный (гидрофобный) остов и второстепенные цепи, имеющие положительный заряд. Благодаря наличию многочисленных положительных зарядов на вторичных цепях полимер адсорбируется на поверхности сразу нескольких более мелких структур (зерен, слоев, массивов) и связывает их в одно целое, тем самым укрепляя породу, снижая риск обвалов и осыпей неустойчивых отложений. Концентрация полидадмаха в составе предлагаемого изобретения, обеспечивающая требуемый уровень ингибирования и консолидации частиц горной породы находится в диапазоне 0,5-2,0 мас.% в пересчете на основное вещество. При снижении концентрации полидадмаха ниже 0,5 мас.% не обеспечивается сочетание надежного ингибирующего и консолидирующего эффекта, а повышение концентрации выше 2 мас.% нецелесообразно ввиду перерасхода реагента.

Использование в заявляемом составе крахмального реагента обусловлено его способностью понижать фильтрацию. Крахмальный реагент, представляет собой неионогенное производное крахмалосодержащего сырья, например, экструдированное зерно, нативный и модифицированный крахмал, в том числе декстрин. Динамика разупрочнения горной породы напрямую зависит от количества фильтрата бурового раствора, проникшего в околоствольную зону скважины, поэтому ввод в состав раствора понизителя фильтрации является необходимым условием достижения технического результата. Выбранный понизитель фильтрации полностью совместим с катионным полимером полидадмах и позволяет эффективно снижать водоотдачу предлагаемого состава, существенно не увеличивая при этом его пластическую вязкость. Концентрация крахмального реагента в составе предлагаемого изобретения, обеспечивающая низкие значения показателя фильтрации, находится в диапазоне 0,35-3 мас.%. При снижении концентрации реагента ниже 0,35 мас.% не обеспечивается приемлемое снижение показателя фильтрации, а повышение концентрации выше 3 мас.% нецелесообразно ввиду перерасхода реагента.

Использование в заявляемом составе минерализатора в виде водорастворимых солей необходимо для обеспечения необходимой минерализации фильтрата бурового раствора, совместимости полимерных компонентов состава, а также в качестве дополнительного ингибитора глин. Добавление водорастворимых солей в буровой раствор заявляемого состава обязательно до ввода в раствор полидадмаха и обусловлено предотвращением снижения взаимной растворимости полимеров.

Ксантановый биополимер по химической природе представляет собой слабоанионогеный гетерополисахарид. При смешении его раствора с раствором катионного полимера, полидадамаха, может происходить их взаимное высаливание - потеря растворимости, что в конечном итоге приведет к их частичной или полной инактивации, что может привести к полной утрате раствором необходимых эксплуатационных характеристик. Взаимная инактивация является прямым следствием сближения и ассоциации противоположно заряженных функциональных групп - отрицательно заряженной анионной группы ксантановой смолы и положительно заряженной группы катионного полимера полидадмаха, в результате которой заряды взаимно нейтрализуются, что отрицательно сказывается на гидрофильности части или целых молекул полимеров и приводит к потере их растворимости. Для устранения взаимного высаливания в систему добавляют катионы, ассоциация с которыми для анионных групп биополимера будет термодинамически выгодней или статистически вероятней, чем с положительно заряженными группами катионного полимера. В качестве источника подобных катионов в данном изобретении используют водорастворимые соли (минеральные или органические соли). Причем катионы солей должны присутствовать в системе в необходимом заявленном количестве. Требуемое содержание водорастворимой соли по настоящему изобретению находится в диапазоне 0,85-35 мас.%. При уменьшении концентрации соли ниже заявленного значения полидадмах и ксантан будут взаимно инактивироваться. Максимальная концентрация соли ограничена ее растворимостью. Повышение концентрации соли выше 35 мас.% даже при условии сохранения ее растворимости нецелесообразно, поскольку при таком уровне минерализации увеличивается вязкость рассола, что приводит к существенному росту пластической вязкости раствора.

Использование в заявляемом составе микрокольматанта обусловлено тем, что он является вспомогательным реагентом, участвующим в формировании фильтрационной корки на стенке скважины и совместно с крахмальным реагентом уменьшает количество фильтрата бурового раствора, проникающего вглубь горной породы и пропитывающего ее. Концентрация микрокольматанта в растворе ниже 2 мас.% может оказаться недостаточной для того, чтобы фильтрационная корка формировалась плотной и за непродолжительное время, а повышение концентрации выше 10 мас.% нецелесообразно ввиду увеличения пластической вязкости раствора сверх оптимальных значений.

В изобретении по второму варианту используется низкомолекулярный катионный ингибитор аминного типа в количестве 0,5-1,5 мас.%. Его применение целесообразно при наличии ограничений по общей минерализации раствора, например, при необходимости повысить удельное электрическое сопротивление раствора для облегчения интерпретации данных внутрискважинных исследований методами электрокаротажа, или тогда, когда необходимо обеспечить невысокие значения плотностей раствора. В этой ситуации ввиду низкой концентрации соли-минерализатора, выступающей в качестве дополнительного ингибитора глин, основная нагрузка по обеспечению ингибирующих свойств раствора ложится на полидадмах. Однако уровень ингибирования не может быть полностью компенсирован за счет повышения концентрации катионного полимера в растворе, так как ввиду своей макромолекулярности он не способен проникать вместе с фильтратом бурового раствора вглубь породы и осуществлять ее ингибирование в более глубоких слоях. Известно, что давление набухания глинистых минералов может быть весьма существенным и провоцировать возникновение внутренних напряжений, приводящих к деформации и осыпанию массива горной породы. Вводимый же в состав низкомолекулярный катионный ингибитор аминного типа способен легко проникать вместе с фильтратом бурового раствора в горную породу и предотвращать ее набухание в более глубоких слоях.

На фиг.1 представлена таблица, отражающая конкретные примеры составов, приготовленных по вариантам заявляемой группы изобретений.

На фиг.2 представлена таблица, отражающая эксплуатационные характеристики составов по заявляемой группе изобретений.

На фиг.3-6 представлен внешний вид образцов после тестирования.

Для приготовления вариантов заявляемого бурового раствора используют следующие компоненты, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

Компонент Торговые наименования, марки Спецификация (ГОСТ, ТУ, производитель)
Ксантановый биополимер Биополимер ксантановый «ХanCORE» ТУ 2458-001-37021346-2013, ЗАО «НИЦ Энергоресурс»
Xanthan gum Производитель Qingdao Doeast Chemical Inc.
Крахмальный реагент Крахмальный реагент «AmylCORE» марка А ТУ 2458-002-37021346-2013, ЗАО «НИЦ Энергоресурс»
Крахмальный реагент«AmylCORE» марка В ТУ 2458-002-37021346-2013, ЗАО «НИЦ Энергоресурс»
Декстрин ГОСТ 6034-74
Полидадмах
(полимер хлорида диаллилдиметиламмония)
Катионный флокулянт ВПК-402 ТУ 2227-184-00203312-2012, АО "БАШКИРСКАЯ СОДОВАЯ КОМПАНИЯ"
Полиэлектролит водорастворимый катионный Силфок-2540 ТУ 2227-001-92802291-2013, ООО «Силвер»
Соль Калий хлористый Калий хлористый ГОСТ 4568-95, марка МЕЛКИЙ БЕЛЫЙ, ПAO «Уралкалий»
Натрий хлористый Концентрат минеральный «Галит» (натрий хлористый) ТУ 2111-044-00203944-2011, ПAO «Уралкалий»
Натрий ацетат Натрий уксуснокислый кристаллический технический ТУ 2432-043-07510508-2003, ФКП «Завод имени Я.М. Свердлова»
Кальций хлористый Кальций хлористый технический ГОСТ 450-77, с изм. №1-3, ВЫСШИЙ СОРТ, ООО «ГалоПолимер-Кирово-Чепецк»
Магний хлористый Бишофит (магний хлористый) ТУ 2152-002-93524115-2010, ЗАО «НикоМаг»
Низкомолекулярный катионный ингибитор аминного типа Холин Хлорид HENGYA IMP& EXP TRADING CO.,Ltd
Органический ингибитор глин «ClayGUARD» ТУ 2458-006-37021346-2014, ЗАО «НИЦ Энергоресурс»
Микрокольматант Мел ТУ 5743-008-05120542-96, ОАО "МЕЛСТРОМ"
Микрокальцит ТУ 5711-003-39929736-2007, ООО «Эверест»
Микрокольматирующая добавка «ULTRASAFE» ТУ 2458-003-37021346-2013, ЗАО «НИЦ Энергоресурс»

Конкретные примеры составов, приготовленных по заявляемому изобретению, указаны на фиг.1.

Способ приготовления заявляемого бурового раствора заключается в следующем.

В водной фазе предварительно гидратируют ксантановую камедь до ее полного растворения, далее в полученный раствор вводят соль в минимально возможной концентрации, обеспечивающей совместимость ксантановой смолы и полидадмаха (фиг.1) Помимо марок полидадмаха, указанных в вышеприведенной таблице используют полидадмах под торговым названием FLOQUATTM FL 45. Перемешивают смесь до полного растворения введенной соли. После этого в смесь добавляют полидадмах и тщательно перемешивают. Полный или частичный ввод соли в водную фазу возможен до ввода ксантановой камеди при условии, что достигнутая общая минерализация не будет существенно замедлять скорость и полноту ее растворения, но обязательно до ввода полидадмаха. Ввод крахмального реагента и низкомолекулярного катионного ингибитора аминного типа возможен на любом этапе приготовления. На последнем этапе в раствор вводят кольматант. Последовательность ввода компонентов может варьировать, однако при этом должно быть соблюдено главное условие: ввод полидадмаха производится только после ввода соли и полного растворения ксантана.

Для приготовления раствора в условиях применения может быть использовано стандартное оборудование: емкости и мешалка любого типа (механические или гидравлические разновидности).

При необходимости в раствор могут быть добавлены утяжеляющие добавки, смазывающие добавки, бактерициды, пеногасители, регуляторы рН и жесткости, нейтрализаторы кислых газов, инертные наполнители и другие дополнительные функциональные присадки в известных концентрациях сверх 100 % основного состава бурового раствора. В частности, буровой раствор может дополнительно содержать до 30 мас.% утяжелителя. Буровой раствор в качестве утяжелителя может содержать барит, гематит, магнетит, кальцит, доломит, известняк, сидерит, галенит. Буровой раствор так же дополнительно может содержать до 10 мас.%. смазывающей добавки. Буровой раствор в качестве смазывающей добавки может содержать минеральное углеводородное масло, или жирные кислоты и их производные, такие как триглицериды, амиды, и др. эфиры, или смеси на их основе.

Для определения эксплуатационных характеристик заявляемого бурового раствора были проведены исследования. Эксплуатационные характеристики заявляемого бурового раствора такие как, плотность, пластическая вязкость, статическое и динамическое напряжения сдвига, показатель фильтрации, определяли согласно действующему стандарту ГОСТ 33213-2014.

Исследование ингибирующей и консолидирующей способности раствора проводили на спрессованных образцах глины, изготовленных на основе бентонитового глинопорошка при помощи гидравлического пресса и осуществляли следующим образом. По 2 образца-таблетки помещали в ячейку с исследуемым вариантом состава. После этого ячейку закрывали и помещали на вальцы, где обеспечивали ее непрерывное вращение в течение суток, моделируя тем самым процесс разупрочнения горной породы в динамичной среде циркулирующего в скважине бурового раствора. Далее ячейку вскрывали и все содержимое пропускали через сито с размером ячейки 2 мм. Визуально оценивали состояние образцов глины, масштаб и характер произошедшего разрушения. На фиг. 3 и фиг. 4 представлены фотоснимки, иллюстрирующие состояние образцов после тестирования. Для сравнения на фиг.5 и фиг. 6 (И-К) представлены фотоснимки образцов, выдержанных в составах аналогичных вариантам 5 и 7 с содержанием катионного полимера 0,3 мас.%, состояние которых идентифицировано как «образцы утратили целостность»

Дополнительно ингибирующую способность оценивали по степени набухания образца глины, помещенного в исследуемый раствор. Степень набухания определяли как линейное увеличение высоты образца в % от первоначальной высоты. Данное увеличение происходило за время выдержки в среде исследуемого раствора в тестере линейного набухания Swellmeter, производства компании OFITE.

Эксплуатационные характеристики составов, иллюстрирующие степень достижения технического результата отражены в таблице на фиг.2. В таблице приняты следующие сокращения: ρ - плотность (г/см3); Ф-показатель фильтрации (см3); ПВ - пластическая вязкость (мПа*с); ДНС - динамическое напряжение сдвига (дПа); СНС - статическое напряжение сдвига (дПа).

Проведенные исследования показали, что катионноингибирующий буровой раствор, как по первому, так и по второму вариантам настоящей группы изобретений, не содержащий в своем составе глинопорошок, обладает улучшенными стуктурно-реологическими характеристиками за счет использования в качестве основного структурообразователя ксантановой камеди. Не считая крайней точки с содержанием соли 35 мас.% пластическая вязкость находится в диапазоне соответственно 16-25 мПа*с, а основная структурная характеристика, СНС, сохраняет высокие значения. Кроме того за счет ввода в состав водорастворимой соли обеспечивается широкий диапазон вариантов минерализации фильтрата бурового раствора, что дополнительно позволяет обеспечивать начальную плотность состава в интервале значений от 1,05 до 1,39 г/см3. При этом заявляемая группа изобретений позволяет снизить расход полидадмаха: 0,5-2,0 мас.% по настоящему изобретению против 5-6 мас.% в составе ближайшего аналога, при обеспечении высоких ингибирующих и консолидирующих свойств предлагаемых вариантов состава.

За счет снижения пластической вязкости изобретение позволяет улучшить структурно-реологические характеристики и улучшить условия работы забойных двигателей, буровых насосов, а значит и сократить сроки строительства скважины. Помимо заявленного технического результата изобретение позволяет повысить технологичность работы с буровым раствором за счет экономии времени на гидратацию глины. Снижение пластической вязкости раствора также позволяет повысить эффективность работы системы очистки при очистке раствора от выбуренной породы. Расширяется область использования за счет того, что в качестве основного структурообразователя выступает ксантановый полимер, а не глина, которая, как известно, способствует загрязнению коллектора. Отсутствие глины позволяет использовать состав для вскрытия продуктивных пластов.

Таким образом, заявляемая группа изобретений позволяет получить безглинистый буровой раствор, улучшить структурно-реологические показатели катионноингибирующего бурового раствора, обеспечить его высокие ингибирующие и стабилизирующие свойства при сниженном расходе катионного полимера в широком диапазоне минерализации и плотности.

1. Катионноингибирующий буровой раствор, содержащий водную основу, структурообразующую добавку, полидадмах, отличающийся тем, что в качестве структурообразующей добавки содержит ксантановый биополимер и дополнительно содержит минерализатор в виде водорастворимой соли, крахмальный реагент и микрокольматант при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Ксантановый биополимер 0,25-0,55
Крахмальный реагент 0,35-3,0
Полидадмах 0,5-2
Водорастворимая соль 0,85-35,0
Микрокольматант 2,0-10,0
Вода Остальное

2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что в качестве водорастворимой соли используют минеральные или органические соли или смеси на их основе.

3. Буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве микрокольматанта используют или мел, или микрокальцит, или мраморную крошку, или тонкоизмельченный органический материал.

4. Катионноингибирующий буровой раствор, содержащий водную основу, структурообразующую добавку, полидадмах, отличающийся тем, что в качестве структурообразующей добавки содержит ксантановый биополимер и дополнительно содержит минерализатор в виде водорастворимой соли, крахмальный реагент, микрокольматант и низкомолекулярный катионный ингибитор аминного типа при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Ксантановый биополимер 0,25-0,55
Крахмальный реагент 0,35-3,0
Полидадмах 0,5-2
Водорастворимая соль 0,85-35,0
Низкомолекулярный катионный ингибитор аминного типа 0,5-1,5
Микрокольматант 2-10
Вода Остальное

5. Буровой раствор по п.4, отличающийся тем, что в качестве водорастворимой соли используют минеральные или органические соли или смеси на их основе.

6. Буровой раствор по п.4, отличающийся тем, что в качестве микрокольматанта используют или мел, или микрокальцит, или мраморную крошку, или тонкоизмельченный органический материал.



 

Похожие патенты:

Изобретение предназначено для нефтедобывающей, химической и горнодобывающей промышленности и может быть использовано для получения дешевой жидкости глушения для нефтедобывающих скважин и хлористого натрия для технических нужд или пищевой поваренной соли на базе местного сырья.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к проведению ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах включает 94,5 об.% гидрофобной кремнийорганической жидкости ГКЖ-11 Н, 4,7 об.% полимера Polydia и 0,8 об.% медного купороса.

Изобретение относится к области бурения скважин на нефть и газ, в частности к безглинистым буровым растворам, применяемым для промывки скважин в процессе бурения и вскрытия продуктивного пласта вертикальным, наклонно-направленным или горизонтальным участком ствола.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.

Изобретение относится к композициям и жидкостям, используемым при обработке скважин гидравлическим разрывом. Гелевая композиция, содержащая акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый диальдегидом, полученная смешиванием акриламидного полимера или сополимера с диальдегидом в водном растворе при рН в диапазоне от приблизительно 9,0 до приблизительно 11, где акриламидный полимер или сополимер имеет заряд в пределах от приблизительно 15 до приблизительно 35 мол.%, а молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в пределах примерно больше, чем от приблизительно 1,1 до приблизительно 2,0.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, способам ограничения водопритока в трещиноватых пластах, изоляции зон поглощения в терригенных и карбонатных коллекторах, выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и снижения обводненности добываемой продукции.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного карбонатными коллекторами.

Настоящее изобретение относится к рецептурам регулирования вспенивания для предотвращения или снижения вспенивания и к применению таких рецептур для предотвращения или снижения вспенивания в текучих средах, таких как водные текучие среды и особенно в применениях в нефтяном промысле.

Изобретение относится к области неорганической и полимерной химии, а более конкретно к защите от солеотложения и коррозии добывающих нефтяных скважин. Способ получения и применения реагента для защиты нефтедобывающей скважины и сопряженного оборудования от солеотложения и коррозии включает загрузку в смеситель компонентов смеси при следующем соотношении, мас.%: основа ингибитора коррозии 15-40, основа ингибитора солеотложения 20-50, регулятор кислотности 10-20, регулятор скорости высвобождения ингибиторов 1-10, регулятор удельного веса 10-30, сольвент – остальное.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в добывающие скважины либо для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта гелеобразующими (вязкоупругими) составами за счет повышения прочности указанных составов и снижение энергетических затрат путем сокращения индукционного периода гелеобразования. В способе выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины, включающем закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего силикат натрия, ацетат хрома и воду, установку индукционного периода гелеобразующего состава при пластовой температуре, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу, по первому варианту в водный раствор вводят оксид цинка и в качестве наполнителя - древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.%: силикат натрия 0,5-10, ацетат хрома 0,3-1,8, оксид цинка 0,03-0,07, древесная мука 0,001-3,0, вода остальное, а по второму варианту в водный раствор вводят оксид магния и в качестве наполнителя - отходы производства цеолитовых катализаторов - ОПЦК при следующем соотношении компонентов, мас.%: силикат натрия 0,5-10, ацетат хрома 0,3-1,8, оксид магния 0,03-0,07, ОПЦК 0,1-5,0, вода - остальное, при этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды в объеме 1,0-1,5 поровых объема, содержащую тетранатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон «В» в количестве 0,01-0,05 мас.%, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 4-8 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 20-30 часов, затем скважину запускают в эксплуатацию. 1 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - повышение эффективности геолого-технических мероприятий по глушению нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта. Способ согласно первому варианту применяется при приемистости скважин выше 350 м3/сут и включает последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти, эмульгатор, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния, тампонирующие частицы - гидрофильные наночастицы двуокиси кремния, а также водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния состоит из двуокиси кремния, монометилового эфира пропиленгликоля и воды. В качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием гидрофобизатора. Способ согласно второму варианту применяется при приемистости скважин выше 350 м3/сут, в данном случае в качестве тампонирующих частиц используют гидрофильные микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца. 2 н.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором, а также нефтяных и газовых скважин, вскрывших пласты с аномально-низким или аномально-высоким пластовым давлением. Технический результат изобретения - повышение технологической эффективности работ по глушению нефтяных скважин с высоким газовым фактором и нефтяных и газовых скважин, осложненных аномально-низким или аномально-высоким пластовым давлением. Способ согласно первому варианту выполнения, применяющийся при приемистости скважин ниже 350 м3/сут, включает последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей пачки, закрепляющей пачки и продавочной жидкости. В качестве блокирующей пачки используют эмульсионную систему, содержащую дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти, эмульгатор, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. В качестве закрепляющей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти, эмульгатор, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, сухую аморфную двуокись кремния, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. В качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием поверхностно-активного вещества. Второй вариант выполнения применяется при приемистости скважин выше 350 м3/сут и аналогичен первому, при этом в качестве закрепляющей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти, эмульгатор, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. 2 н.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам удаления и растворения асфальтосмолопарафиновых отложений - АСПО в призабойной зоне пласта (ПЗП), удаления с поверхности глубинного и устьевого нефтепромыслового оборудования, в резервуарах и нефтесборных коллекторах, магистральных нефтепроводах. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, содержащий гексан, неионогенное ПАВ и полярный неэлектролит, содержит в качестве неионогенного ПАВ - реагент ОП-10, в качестве полярного неэлектролита - изобутанол и дополнительно - гидроксид натрия - NaOH и О-ксилол при следующем соотношении компонентов, мас.%: гексан 65,0-80,0, реагент ОП-10 2,0-3,0, изобутанол 5,0-15,0, NaOH 0,08-0,12, О-ксилол 10,0-20,0. Технический результат - повышение растворяющей способности состава для удаления АСПО в осложненных условиях, расширение сырьевой базы, в том числе и с привлечением отходов нефтехимического производства. 3 пр., 3 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для бурения и ремонта скважин, в том числе для вскрытия продуктивных пластов в сложных горно-геологических условиях. Технический результат - улучшение структурно-реологических показателей катионноингибирующего бурового раствора. Катионноингибирующий буровой раствор по первому варианту содержит, мас.: ксантановый биополимер 0,25-0,55; крахмальный реагент 0,35-3,0; полидадмах 0,5-2,0; водорастворимую соль 0,85-35,0; микрокольматант 2,0-10,0; воду остальное. Катионноингибирующий буровой раствор по второму варианту содержит, мас.: ксантановый биополимер 0,25-0,55; крахмальный реагент 0,35-3,0; полидадмах 0,5-2,0; водорастворимую соль 0,85-35,0; низкомолекулярный катионный ингибитор аминного типа 0,5-1,5; микрокольматант 2,0-10,0; воду остальное. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Наверх